Gaz de France DR 2007

Gaz de France

Société anonyme au capital de 983 871 988 €

Siège social : 23 rue Philibert Delorme – 75017 ParisR.C.S. Paris 542 107 651

Conformément à l’article 212-13 de son règlement général, l’Autorité des marchés financiers a enregistré le présent document deréférence le 15 mai 2008 sous le numéro R. 08-056. Il ne peut être utilisé à l’appui d’une opération financière que s’il est complété parune note d’opération visée par l’Autorité des marchés financiers. Ce document de référence a été établi par l’émetteur et engage laresponsabilité de ses signataires. Cet enregistrement, effectué après examen de la pertinence et de la cohérence de l’informationdonnée sur la situation de la société, n’implique pas l’authentification des éléments comptables et financiers présentés.

Conformément à l’article 28 du règlement européen n°809/2004 du 29 avril 2004, le présent document de référence incorpore parréférence les informations suivantes :

• les comptes consolidés du Groupe, établis selon les normes IFRS pour l’exercice clos le 31 décembre 2006 ainsi que le rapport descommissaires aux comptes y afférent figurant aux pages 182 à 294 du document de référence 2006 de la Société enregistré parl’Autorité des marchés financiers le 27 avril 2007 sous le numéro R.07-046 ;

• les comptes consolidés du Groupe établis selon les normes IFRS pour l’exercice clos le 31 décembre 2005 ainsi que le rapport descommissaires aux comptes y afférent figurant aux pages 182 à 301 du document de référence 2005 de la Société enregistré parl’Autorité des marchés financiers le 5 mai 2006 sous le numéro R.06-050.

Des exemplaires du présent document de référence sont disponibles sans frais auprès de Gaz de France, 23 rue Philibert Delorme –75017 Paris, sur le site internet de la Société (http://www.gazdefrance.com) ainsi que sur le site internet de l’Autorité des marchésfinanciers (http://www.amf-france.org).

Cette version mise en ligne le 20 mai 2008 annule et remplace la version mise en ligne le 16 mai 2008.

Gaz de France - Document de référence

Table des matières

1 PERSONNE RESPONSABLE P.11.1 Responsable du document de référence p.11.2 Attestation du responsable du document deréférence p.1

2 RESPONSABLES DU CONTROLE DESCOMPTES P.32.1 Commissaires aux comptes p.32.2 Démission ou départ de commissaires auxcomptes p.3

3 INFORMATIONS FINANCIERESSELECTIONNEES P.53.1 Activité p.53.2 Performances opérationnelles p.63.3 Structure financière p.8

4 FACTEURS DE RISQUES P.114.1 Principaux risques p.114.2 Gestion des risques p.18

5 INFORMATIONS CONCERNANTL’EMETTEUR P.235.1 Histoire et évolution de la Société p.235.2 Investissements p.24

6 APERCU DES ACTIVITES P.276.1 Principales activités p.276.2 Principaux marchés p.1026.3 Evénements exceptionnels p.1026.4 Degré de dépendance p.1026.5 Eléments relatifs à la position concurrentielle p.103

7 ORGANIGRAMME P.107

8 PROPRIETES IMMOBILIERES, USINESET EQUIPEMENTS P.1118.1 Propriétés immobilières (Périmètre France) p.1118.2 Aspects environnementaux liés à la détentiondes actifs immobiliers par la Société p.111

9 EXAMEN DE LA SITUATIONFINANCIERE ET DU RESULTAT P.1139.1 Principaux facteurs ayant un impact surl’activité et les performances du Groupe p.1179.2 Analyse de l’évolution de l’activité du Groupe p.1209.3 Analyse des performances opérationnelles duGroupe p.124

10 TRESORERIE ET CAPITAUX P.12910.1 Capitaux propres de l’émetteur p.12910.2 Description, source et montant des flux detrésorerie p.12910.3 Conditions d’emprunt et structure definancement p.13110.4 Restriction à l’utilisation des capitaux p.13210.5 Sources de financement attendues pourhonorer les engagements p.133

11 RECHERCHE ET DEVELOPPEMENT,PROPRIETE INTELLECTUELLE P.13511.1 Recherche et Développement p.13511.2 Propriété intellectuelle p.137

12 TENDANCES SUSCEPTIBLESD’INFLUER SUR LES PERSPECTIVESDE LA SOCIETE P.13912.1 Objectifs financiers p.13912.2 Evénements récents p.13912.3 Perspectives p.139

13 PREVISIONS OU ESTIMATIONS DUBENEFICE P.141

14 ORGANES D’ADMINISTRATION, DEDIRECTION ET DE SURVEILLANCE ETDIRECTION GENERALE P.14314.1 Composition des organes d’administration etde direction p.14314.2 Conflits d’intérêt au niveau des organesd’administration et de la direction générale p.154

15 REMUNERATIONS ET AVANTAGES P.15715.1 Intérêts et rémunérations des membres duConseil d’administration, du Président Directeur-Général et des Directeurs Généraux Délégués p.15715.2 Montant total des sommes provisionnées auxfins du versement de pensions, de retraites oud’autres avantages p.158

16 FONCTIONNEMENT DES ORGANESD’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION P.15916.1 Mandats des membres des organesd’administration p.15916.2 Informations sur les contrats de prestationde services liant les membres du conseild’administration et de direction à la Société ou àl’une quelconque de ses filiales p.159

Gaz de France - Document de référence - i

16.3 Fonctionnement du conseil d’administration p.15916.4 Charte de l’administrateur p.16116.5 Comités du conseil d’administration p.16216.6 Limitations apportées aux pouvoirs de ladirection p.16516.7 Le contrôle interne p.16616.8 Déclaration relative au gouvernementd’entreprise p.166

17 SALARIES P.16717.1 Organisation sociale du Groupe p.16717.2 Ressources humaines – Effectifs p.17217.3 Filiales françaises et filiales étrangères p.17417.4 Personnel du Groupe au sein de la Société p.17617.5 Participations et stock options desadministrateurs et directeurs généraux délégués p.179

18 PRINCIPAUX ACTIONNAIRES P.18118.1 Principaux actionnaires p.18118.2 Droits de vote p.18118.3 Déclaration relative au contrôle de laSociété par l’actionnaire majoritaire p.18118.4 Accord portant sur le contrôle de la Société p.181

19 OPERATIONS AVEC DES APPARENTES P.18319.1 Relations avec l’Etat p.18319.2 Relations avec le groupe EDF p.18319.3 Relations avec les sociétés du Groupe p.184

20 INFORMATIONS FINANCIERESCONCERNANT LE PATRIMOINE, LASITUATION FINANCIERE ET LESRESULTATS DE L’EMETTEUR P.18920.1 Informations financières historiques p.19020.2 Politique de distribution des dividendes p.29720.3 Procédures judiciaires et d’arbitrages p.29720.4 Absence de changement significatif de lasituation financière ou commerciale p.298

21 INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES P.29921.1 Renseignements de caractère généralconcernant le capital p.29921.2 Acte constitutif et statuts p.309

22 CONTRATS IMPORTANTS P.31322.1 Contrats conclus en 2007 p.31322.2 Contrats conclus en 2006 p.314

23 INFORMATIONS PROVENANT DETIERS, DECLARATIONS D’EXPERTS ETDECLARATIONS D’INTERET P.31723.1 Déclarations ou rapports p.31723.2 Informations provenant de tiers p.317

24 DOCUMENTS ACCESSIBLES AUPUBLIC P.319

25 INFORMATIONS SUR LESPARTICIPATIONS P.321

A ANNEXE A P.323Tableau des unités de mesure de gaz et desautres produits énergétiques

B ANNEXE B P.325Glossaire

C ANNEXE C P.329Rapport du président du conseil d’administrationsur les conditions de preparation et d’organisationdes travaux du conseil d’administration et lesprocédures de contrôle interne (exercice 2007)

D ANNEXE D P.339Rapport des commissaires aux comptes établi enapplication de l’article L. 225-235 du Code decommerce, sur le rapport du Président du conseild’administration de la société Gaz de France pource qui concerne les procédures de contrôleinterne relatives à l’élaboration et au traitementde l’information comptable et financière

E ANNEXE E P.341Tableau d’honoraires des commissaires auxcomptes

F ANNEXE F P.343Document d’information annuel

ii - Document de référence - Gaz de France

Note

Dans le présent document de référence, les termes “Gaz de France” ou la “Société” ou l”Emetteur” désignent la société Gaz de France, telle qu’identifiée auparagraphe 5.1 – “Histoire et évolution de la Société”. Le terme “Groupe” désigne Gaz de France et ses filiales, dont un organigramme simplifié figure au chapitre 7 –“Organigramme”.

Un tableau des unités de mesure du gaz naturel et des autres produits énergétiques ainsi qu’un glossaire des termes techniques les plus utilisés figurentrespectivement en Annexe A et en Annexe B au présent document de référence.

Gaz de France - Document de référence

1 PERSONNE RESPONSABLE

1.1 RESPONSABLE DU DOCUMENT DE RÉFÉRENCE P.1 1.2 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT DERÉFÉRENCE P.1

1.1 Responsable du document de référenceMonsieur Jean-François Cirelli, Président-directeur général.

1.2 Attestation du responsable du document de référenceJ’atteste, après avoir pris toute mesure raisonnable à cet effet,que les informations contenues dans le présent document deréférence sont, à ma connaissance, conformes à la réalité et necomportent pas d’omission de nature à en altérer la portée.

J’ai obtenu des contrôleurs légaux des comptes une lettre de finde travaux, dans laquelle ils indiquent avoir procédé à lavérification des informations portant sur la situation financièreet les comptes données dans le présent document de référenceainsi qu’à la lecture d’ensemble du présent document deréférence. Cette lettre ne contient pas d’observations.

Les informations financières historiques présentées dans leprésent document de référence ont fait l’objet d’un rapport descontrôleurs légaux, figurant au paragraphe 20.1.1.2, qui necontient pas d’observation.

Les comptes consolidés des exercices clos les 31 décembre2006 et 2005, préparés selon les normes IFRS, ont fait l’objet de

rapports des commissaires aux comptes figurantrespectivement au chapitre 20.1.1.2 du document de référence2006 de la Société enregistré par l’Autorité des marchésfinanciers le 27 avril 2007 sous le numéro R.07-046 et auchapitre 20.1.1.2 du document de référence 2005 de la Sociétéenregistré le 5 mai 2006 sous le numéro R.06-050.

Au titre de l’exercice 2005, une observation a été formulée dansle rapport des commissaires aux comptes relative au traitementcomptable retenu pour les concessions en l’absence dedispositions spécifiques du référentiel IFRS tel qu’adopté dansl’Union européenne sur ce sujet, et notamment au fait quel’application du modèle incorporel tel que déterminé par leprojet d’interprétation D14 de l’IFRIC aurait pu amener Gaz deFrance au 31 décembre 2005 à diminuer les actifs en concessionet les passifs à hauteur du montant du poste “Droits desconcédants dans les actifs”.

Jean-François Cirelli

Président-directeur général

Gaz de France - Document de référence - 1

2 - Document de référence - Gaz de France

2 RESPONSABLES DU CONTROLE DES COMPTES

2.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES P.32.1.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES TITULAIRES p.32.1.2 COMMISSAIRES AUX COMPTES SUPPLÉANTS p.3

2.2 DÉMISSION OU DÉPART DE COMMISSAIRES AUXCOMPTES P.3

2.1 Commissaires aux comptes

2.1.1 Commissaires aux comptes titulaires

Mazars & GuérardTour Exaltis61 rue Henri-Regnault92075 La Défense CedexReprésenté par Madame Marie-Laure Philippart et MonsieurMichel Barbet-Massin.

Ernst & Young AuditFaubourg de l’Arche11 allée de l’Arche92037 Paris-La Défense CedexReprésenté par Messieurs Patrick Gounelle et PhilippeHontarrède.

Les sociétés Mazars & Guérard et Ernst & Young Audit sont commissaires aux comptes titulaires de Gaz de France depuis le 1er janvier2002. Les mandats des commissaires aux comptes titulaires expireront à l’issue de l’assemblée générale annuelle statuant sur lescomptes de l’exercice clos le 31 décembre 2007.

2.1.2 Commissaires aux comptes suppléants

Auditex81 rue de Miromesnil75008 ParisReprésenté par Monsieur Alain Bitton.

Cailliau Dedouit et Associés19 rue Clément-Marot75008 ParisReprésenté par Monsieur Jean-Jacques Dedouit.

Les sociétés Auditex et Cailliau Dedouit et Associés sont commissaires aux comptes suppléants de Gaz de France depuis le 1er janvier2002. Les mandats des commissaires aux comptes suppléants expireront à l’issue de l’assemblée générale annuelle statuant sur lescomptes de l’exercice clos le 31 décembre 2007.

2.2 Démission ou départ de commissaires aux comptesNéant



3 INFORMATIONS FINANCIERES SELECTIONNEES

3.1 ACTIVITÉ P.5

3.2 PERFORMANCES OPÉRATIONNELLES P.6

3.3 STRUCTURE FINANCIÈRE P.8

Les informations financières ci-après ont pour objectif de présenter et analyser succinctement l’évolution entre 2006 et 2007 de l’activité,de la performance opérationnelle et de la structure financière du groupe Gaz de France.

(En millions d’euros) 2007 2006 Variation 2005

Chiffre d’affaires 27 427 27 642 - 0,8 % 22 872

Excédent Brut Opérationnel 5 666 5 149 + 10 % 4 248

Résultat Opérationnel 3 874 3 608 + 7,4 % 2 821

Résultat net – part du groupe 2 472 2 298 + 7,6 % 1 782

Cash flow opérationnel 5 904 5 118 + 15,4 % 4 254

Bénéfice net dilué par action (1) 2,51 2,34 + 7,6 % 1,89

(1) Résultat net et résultat net dilué par action – part du Groupe en euros ; Nombre moyen d’actions en circulation (en milliers) : 983 115 en 2007, 983 719 en 2006 et 942 439 en 2005.

3.1 Activité

Chiffre d’affaires stable entre 2006 et 2007

61 %64 % 59 %

36 %

39 % 41 %

International

France

27 427 27 642

22 872

(En millions d'euros)

200720062005

Chiffre d’affaires stable entre 2006 et 2007


3INFORMATIONS FINANCIERESSELECTIONNEESActivité

Répartition du chiffre d’affaires 2007 par pôle / segment

(En millions d’euros) 2007 2006 Variation 2005

Pôle Fourniture d’Energie et de Services

Exploration – Production 1 717 1 659 3 % 1 139

Achat – Vente d’Energie 20 041 20 455 - 2 % 17 346

Services 1 807 1 801 0,3 % 1 568

Pôle Infrastructures

Transport – Stockage France 2 494 2 355 6 % 2 138

Distribution France 3 076 3 289 - 6 % 3 426

Transport – Distribution International 5 202 5 178 0,5 % 3 669

Eliminations, autres et non alloué - 6 910 - 7 095 - 6 414

TOTAL GROUPE 27 427 27 642 -0,8 % 22 872

3.2 Performances opérationnelles

Progression de l’Excédent Brut Opérationnel (EBO) de 10 % et du Résultat Opérationnel (RO)de 7 %

Excédent Brut Opérationnel (EBO) Résultat Opérationnel (RO)(En Millions d’euros)

4 246

5 1495 666

2 821

3 6083 874

200720062005


INFORMATIONS FINANCIERESSELECTIONNEESPerformances opérationnelles 3

Répartition de l’Excédent Brut Opérationnel (EBO) au 31 décembre 2007 par pôle / segment

La réconciliation de cet indicateur avec les états financiers est décrite dans la note 1-2 de l’annexe aux Comptes Consolidés au31décembre 2007 en normes IFRS, voir paragraphe 20.1.1.1.

En millions d’euros 2007 2006 Variation 2005


Exploration – Production 1 127 1 270 - 11 % 726

Achat – Vente d’Energie 1 075 529 103 % 325

Services 129 117 10 % 105


Transport – Stockage France 1 534 1 357 13 % 1 265

Distribution France 1 291 1 412 - 9 % 1 358

Transport Distribution International 491 498 - 1 % 379

Autres et non alloué 19 - 34 90

TOTAL GROUPE 5 666 5 149 10 % 4 248

Répartition du Résultat Opérationnel (RO) au 31 décembre 2007 par pôle / segment

En millions d’euros 2007 2006 Variation 2005


Exploration – Production 755 935 - 19 % 457

Achat – Vente d’Energie 940 443 112 % 251

Services 82 71 15 % 59


Transport – Stockage France 1 185 1 013 17 % 934

Distribution France 552 726 - 24 % 900

Transport Distribution International 381 348 9 % 291

Autres et non alloué - 21 72 - 71

TOTAL GROUPE 3 874 3 608 7 % 2 821


3INFORMATIONS FINANCIERESSELECTIONNEESPerformances opérationnelles

Progression du Résultat net part du Groupe de 8%

1 782

2 2982 472

2005

+ 8%

2006 2007

En millions d’euros

Evolution du ROCE et du ROE sur 3 ans

Le détail de leur calcul est donné au paragraphe 9.3.3 – « ROE,ROCE »

12,1%

13,8%

2007

11,2%10,1%

14,2%

12,3%

20062005

ROCE ROE

3.3 Structure financière

Actif du bilan (principales rubriques)

En millions d’euros 31.12.2007 31.12.2006 * 31.12.2005

Actifs non courants 29 191 27 388 25 405

Stocks et en cours 1 790 1 935 1 452

Créances clients et autres 8 816 8 286 8 259

Autres actifs courants 3 170 2 756 2 678

Trésorerie et équivalents de trésorerie 3 211 2 556 2 142

Total actif 46 178 42 921 39 936

Passif du bilan (principales rubriques)

En millions d’euros 31.12.2007 31.12.2006 * 31.12.2005

Capitaux propres 18 501 16 663 14 782

Provisions non courantes 7 206 6 892 6 627

Autres passifs non courants 2 932 2 864 2 943

Dettes financières 5 945 6 028 5 112

Dettes fournisseurs 3 696 3 623 3 202

Autres passifs courants 7 898 6 851 7 270

Total passif 46 178 42 921 39 936

* Retraité suite à la finalisation des travaux d’identification et d’évaluation des actifs acquis et des passifs assumés dans le cadre de l’acquisition en 2006 de la société Maïa Eolis


INFORMATIONS FINANCIERESSELECTIONNEESStructure financière 3

Diminution du gearing entre 2006 et 2007

2 7343 4722 970

18 50116 66314 782

20% 21%

14 %

2005 2006 2007

Endettement financier net avant couverture

Capitaux propres

Gearing

Progression du cash flow opérationnel de 15 %

4 254

5 118

5 904

2005

+ 15 %

2006 2007

En millions d’euros

Evolution des investissementsVoir paragraphe 10.2.2 – « Flux issus des activités d’investissement »

Investissements hors croissance externe

490578

3821 240

1 584534

622

200720062005

2 264

3 166En millions d'euros

ExplorationProduction


Infrastructures*

Infrastructures*

DiversDivers

Achat Vente d'Energie

250

391

1 704

689

3 034


Infrastructures*

Divers

Achat Vente d'Energie

* (yc Transport - Distribution International)

Croissance externe

2005

En millions d'euros

674

816

275

20072006



4 FACTEURS DE RISQUES

4.1 PRINCIPAUX RISQUES P.114.1.1 RISQUES LIÉS AUX SECTEURS D’ACTIVE DU

GROUPE p.11

4.1.2 RISQUES RÉGLEMENTAIRES p.13

4.1.3 RISQUES LIÉS AU DÉVELOPPEMENT DU GROUPE p.13

4.1.4 RISQUES LIÉS À L’ADAPTATION AUX NOUVELLESCARACTÉRISTIQUES DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE p.15

4.1.5 RISQUES INDUSTRIELS p.15

4.1.6 RISQUES LIÉS À LA MAÎTRISE DE L’INFORMATION p.16

4.1.7 RISQUES LIÉS AUX RESSOURCES HUMAINES p.17

4.1.8 RISQUES LIÉS À L’ENVIRONNEMENT, LA SANTÉ,L’HYGIÈNE ET LA SÉCURITÉ p.17

4.2 GESTION DES RISQUES P.184.2.1 GESTION DES RISQUES ASSURABLES p.18

4.2.2 GESTION DES RISQUES FINANCIERS p.19

Pour réaliser son ambition de devenir un leader européen du gaznaturel, Gaz de France a un objectif de croissance forte quis’accompagne d’une prise de risques. La Société exerce sonactivité dans un environnement qui connaît une évolution rapideet fait naître de nombreux risques, dont elle ne maîtrise pas tousles facteurs de matérialisation. Ces risques incluent notammentles incertitudes liées à la vitesse d’évolution du marché

européen de l’énergie. Les risques et incertitudes présentésci-dessous ne sont pas les seuls auxquels la Société doit faireface. D’autres dont elle n’a pas actuellement connaissance ouqu’elle ne considère pas comme majeurs, pourraient égalementavoir une incidence négative sur son activité, ses résultats ouson bilan.

4.1 Principaux risques

4.1.1 Risques liés aux secteurs d’activité du Groupe

Risques commerciaux liés aux activités achat – vente de gaz

naturel et d’électricité

Le risque principal de l’activité achat – vente de gaz naturel etd’électricité réside en une inadaptation du portefeuille desapprovisionnements au portefeuille des ventes, en termes dequantités, de localisation géographique, de prix (niveau etindexation) ou de maturité (court, moyen et long terme). Toutévènement ayant des impacts sur les approvisionnements ou lesventes d’énergie est susceptible, si ces impacts ont été malanticipés, de perturber l’équilibre achats – ventes choisi par Gazde France, et donc de créer un aléa sur ses résultats attendus.

Les principaux facteurs de risques commerciaux de l’activitéachat – vente sont décrits dans ce paragraphe, à l’exception desrisques pesant sur les tarifs administrés de ventes, des risquesde contreparties et des risques liés à la variation des cours desproduits pétroliers et des taux de change, traités séparément :

L’attente d’un fournisseur unique

De nombreux clients éligibles souhaitent confier leur fourniturede gaz et d’électricité à un seul fournisseur. Des étudesmontrent que cette tendance est encore plus marquée sur lesegment des particuliers qui est ouvert à la concurrence enFrance depuis le 1er juillet 2007. Ainsi, pour le Groupe, toutedifficulté à satisfaire la demande d’électricité de ses clientspourrait avoir des conséquences sur ses ventes de gaz et sesparts de marché.

Les engagements au titre des contrats “take-or-pay”

Le développement du gaz en Europe s’opère en grande partiegrâce à des contrats « take-or-pay » long terme. Selon cescontrats, le vendeur s’engage à long terme à servir l’acheteur,moyennant un engagement de ce dernier à payer des quantitésminimales qu’il en prenne livraison ou non. Ces quantitésminimales ne peuvent varier que partiellement en fonction desaléas climatiques. Les engagements sont assortis dedispositions de sauvegarde (force majeure) et de flexibilité.

Afin d’avoir la garantie de disposer dans les années à venir desquantités de gaz nécessaires à l’approvisionnement de sesclients, Gaz de France a recours dans une proportion de l’ordrede 80% de son portefeuille d’approvisionnements à ce type decontrats. En cas de baisse de ses ventes, Gaz de France pourraitêtre obligé d’acheter du gaz qu’il ne pourrait revendre qu’enappliquant une décote substantielle.

Les aléas sur la demande

La stratégie du Groupe est fondée sur l’hypothèse que lesconsommations de gaz et d’électricité augmenteront en Franceet en Europe. La rentabilité des investissements du Groupe(actifs de production, infrastructures, ressources decommercialisation) pourrait être affectée si cette hypothèses’avérait inexacte. Gaz de France a mis en place une veille surles tendances du marché, réalise des activités de recherche etdéveloppement sur les nouveaux usages du gaz naturel et amissionné un chef de projet et une équipe sur un projet, appeléProgramme Gaz Naturel, visant à développer l’énergie gaznaturel en France.


4 FACTEURS DE RISQUESPrincipaux risques

A long terme, de nombreux facteurs sont susceptibles d’agir surles choix énergétiques : évolution de la croissance économique,attractivité économique relative du gaz naturel par rapport auxautres énergies, politique énergétique de chaque pays etimpulsions en la matière de l’Union européenne (maîtrise de lademande d’énergie, émissions de gaz à effet de serre, relanceou abandon du nucléaire, développement des énergiesrenouvelables), évolutions technologiques susceptibles de créerde nouvelles utilisations des énergies, accident pouvantdégrader l’image de certaines filières,…

A moyen terme, des variations climatiques importantes(essentiellement en termes de températures) d’une année surl’autre peuvent provoquer des variations substantielles de lademande énergétique, avec une demande plus élevée lors desannées les plus froides, et inférieure les années les pluschaudes. Ce facteur est susceptible d’impacter les résultats duGroupe.

L’intensification de la concurrence à la vente

L’ouverture complète des marchés électrique et gaziereuropéens permet aux énergéticiens en place de se diversifieren termes de produit et de zone de chalandise, mais égalementà de nouveaux acteurs de pénétrer ces marchés. Gaz de Francefonde sa stratégie et ses anticipations de gains et de pertes depart de marché sur des hypothèses d’intensité concurrentielle.La capacité de Gaz de France à faire face à une pressionconcurrentielle plus importante que prévue, comme la capacitéde Gaz de France à conquérir de nouveaux marchés hors deFrance, constituent un aléa sur les résultats du Groupe.

En France, ce risque est plus prégnant dans la mesure où Gazde France a longtemps été associé à EDF pour lacommercialisation de son gaz. Un certain nombre de clients deGaz de France, notamment sur le marché des particuliers, nel’identifie pas clairement en tant qu’entreprise distincte parceque ses ventes, sa facturation, son service client et ses activitésde réseau ont traditionnellement été effectués dans un cadrecommun. Cette confusion pourrait entraîner une perte de clientset de parts de marché. Gaz de France s’attache à poursuivre sapolitique de communication destinée à renforcer sonidentification. Plusieurs campagnes de communicationcommerciale ont été lancées en 2007 pour développer le réflexeGaz de France auprès des clients particuliers.

Les tensions sur les approvisionnements

L’Europe sera de plus en plus dépendante en gaz naturel depays extra-européens du fait de la diminution progressive de saproduction intérieure et de la prévision de croissance de sesbesoins. Gaz de France n’envisage pas à court et moyen termesde baisse majeure d’approvisionnement de gaz naturel del’Europe. Cependant toute difficulté d’approvisionnementpotentiellement liée aux politiques des pays producteurs ou àdes contraintes techniques ou financières sur les infrastructuresexistantes ou à développer, serait de nature à entraver lacompétitivité des achats de gaz du Groupe ou à créer destensions sur l’approvisionnement européen du Groupe (contratsnouveaux ou renouvellement d’anciens contrats).

De même que pour la vente, la concurrence à l’achat de gaznaturel pourrait s’avérer plus active que prévue (dynamisme desmarchés américains ou extrême-orientaux, multiplicité desacteurs en Europe, …). Par ailleurs les contrats long terme degaz naturel font l’objet de renégociations de prix régulières. Unecertaine incertitude peut peser sur les résultats de cesrenégociations.

Pour satisfaire ses clients, Gaz de France recourt à desapprovisionnements en gaz naturel à partir de ses installationsde production, de contrats long terme et d’appel aux marchéspour le court terme. Sur ces marchés, les prix peuvent être trèsvolatiles et rendre délicat l’équilibre du portefeuille achat –vente. Ainsi le Groupe intervient de façon significative sur lesmarchés des produits énergétiques et des opérations deproduits dérivés liées aux prix des produits énergétiques,notamment au travers de sa filiale de trading Gaselys (voirparagraphe 6.1.3.1.2.2.1.1.5 – « Marchés de court terme :Gaselys »).

En électricité, Gaz de France s’approvisionne à partir de sescentrales de production d’électricité, sur le marché de gros et àpartir de contrats bilatéraux avec des producteurs. La volatilitédes prix peut être accentuée par les aléas climatiques, les aléasde la production et par les anticipations des différents acteurs.

Le Groupe veille à limiter ses expositions, et les transactionsqu’il réalise sur les marchés font très généralement l’objet decouvertures financières pour en fixer le résultat.

Risques liés à la variation du cours des produits pétroliers et

des taux de change

Les résultats de certaines activités du Groupe, notammentl’Exploration – Production et l’Achat – Vente d’Énergie, sontinfluencés par les cours du pétrole et les taux de change,principalement entre l’euro et le dollar américain. L’activitéExploration – Production est structurellement sensible auxvariations du prix du pétrole et du dollar américain, une partprédominante des ventes d’hydrocarbures liquides et de gaznaturel étant libellée en dollars américains et/ou indexée sur lesprix des produits pétroliers. En outre, le Groupe achète lamajorité du gaz qu’il vend par le biais de contrats« take-or-pay » qui indexent le prix du gaz du mois sur le cours(en dollars) des produits pétroliers de mois antérieurs. Le coursdes produits pétroliers et les taux de change euro contre dollardépendent de facteurs que le Groupe ne peut maîtriser.

De telles variations des cours du pétrole et des taux de changepourraient avoir un impact négatif sur le résultat opérationneldu Groupe.

Risques liés à la qualité des contreparties

Le Groupe est amené à effectuer des transactions (ventes ouachats) d’un montant conséquent avec de nombreusescontreparties, clients et fournisseurs, particulièrement de gaz etd’électricité et notamment au travers de sa filiale de tradingGaselys (voir paragraphe 6.1.3.1.2.2.1.1.5 – « Marchés de courtterme : Gaselys »). La gestion de ce risque est assurée par leGroupe, notamment par son Comité de Crédit. Cela étant, il estexposé au risque de défaillance de ses contreparties.


FACTEURS DE RISQUESPrincipaux risques 4

4.1.2 Risques réglementaires

Risques liés à la régulation des tarifs administrés (ou

réglementés) et régulés

Une partie des ventes d’énergie et de services de Gaz de Franceest réalisée dans le cadre de tarifs administrés qui font l’objetd’une réglementation. Les lois et règlements français et laréglementation européenne, ainsi que les décisions desinstances de régulation (en particulier la Commission deRégulation de l’Energie « CRE » pour les tarifs d’accès àcertaines infrastructures), pourraient affecter le chiffred’affaires, les bénéfices ou la rentabilité de Gaz de France du faitde :

La répercussion partielle des coûts d’approvisionnement dansles tarifs de vente de gaz naturel

En France, dans le cadre du contrat de service public 2005-2007,Gaz de France s’est engagé à faire bénéficier les clients relevantdu tarif de distribution publique réglementé de ses efforts deproductivité répercutés par une diminution forfaitaire de 1,4 %par an en moyenne, en termes réels, des charges hors coûtsd’approvisionnement.

Pour la période 2005-2007, les principes de fixation des tarifs ontété précisés par l’arrêté du Ministre de l’économie, de l’industrieet de l’emploi du 16 juin 2005. Cet arrêté n’a été appliqué quepartiellement durant cette période. Par ailleurs, sa période devalidité s’est achevé le 31 décembre 2007. Les principesd’évolution des tarifs doivent donc faire l’objet d’un nouveaucadre réglementaire. Les conditions de mise en œuvre des tarifsdans le cadre du futur contrat de service public 2008-2010 fontl’objet d’échanges avec les pouvoirs publics. Il en est de mêmede la non couverture de nouveaux coûts hors approvisionnementqui seraient exposés.

Le non-respect des principes prévus lors des révisions tarifairesexpose le Groupe au risque que ne soit pas, ou partiellement,répercuté le coût de ses approvisionnements en gaz en casd’évolution du cours des produits pétroliers ainsi que du taux dechange euro contre dollar.

Des problématiques similaires peuvent exister dans d’autrespays où Gaz de France détient des participations, lorsque laréglementation locale permet aux clients (notamment auxclients particuliers) de bénéficier de tarifs administrés.

La protection de certains consommateurs

Des lois ou règlements protégeant certains consommateursexposent le Groupe au risque de ne pouvoir recouvrer quepartiellement ou tardivement des impayés ou de ne pouvoirinterrompre la fourniture des clients concernés.

La loi du 7 décembre 2006 institue en matière de gaz un tarifspécial de solidarité à tous les fournisseurs, constituant uneobligation de service public. Un décret en conseil d’Etatprécisera les conditions du tarif spécial de solidarité, enparticulier pour les clients domestiques résidant dans unimmeuble d’habitation chauffé collectivement.

La répercussion partielle des coûts dans les tarifs d’accès auxinfrastructures gazières

Les tarifs qu’applique Gaz de France pour l’accès aux terminauxméthaniers et ses filiales en charge de la gestion desinfrastructures pour l’accès aux réseaux de transport et dedistribution de gaz naturel, sont fixés par les ministres chargésde l’économie et de l’énergie sur proposition de la CRE. Cestarifs sont fondés notamment sur des taux de rémunérationappliqués à une base d’actifs régulés. Les pouvoirs publicspeuvent décider de réduire le taux de rémunération ou demodifier le calcul de la base d’actifs régulés, ce qui pourraitaffecter la rentabilité de ces activités régulées. Les pouvoirspublics peuvent également refuser de prendre en comptecertaines charges d’exploitation ou certains investissements deGaz de France ou de ses filiales dans le calcul de ces tarifs.

La mise en oeuvre d’un tarif réglementé transitoire d’ajustementde marché

La loi du 7 décembre 2006 permet à certains consommateursfinals d’électricité de bénéficier d’un tarif réglementé transitoired’ajustement du marché en en faisant la demande avant le 1erjuillet 2007. Les éventuels déficits en résultant pour lesfournisseurs sont compensés sous certaines conditions par unfonds géré par la Caisse des dépôts. Ce nouveau dispositif estsusceptible d’avoir un impact sur le Groupe en sa qualité defournisseur et de producteur d’électricité.

4.1.3 Risques liés au développement duGroupe

La stratégie de développement de Gaz de France peut êtrecontrecarrée par divers facteurs, et en particulier :

Des risques sur la rentabilité des acquisitions

Sa stratégie consistant à croître de manière significative,notamment au moyen d’acquisitions, Gaz de France pourrait êtreamené à procéder à l’émission de titres de capital à effet dilutif,à avoir recours à l’endettement ou à enregistrer des provisionspour dépréciation d’actifs incorporels. Les acquisitionsprésentent également des risques liés aux difficultésd’intégration, à la non-réalisation des gains et synergiesescomptés, à l’implication de la direction des sociétés acquiseset au départ de salariés clefs. Dans le cadre des entreprisescommunes auxquelles il participe, Gaz de France pourrait parailleurs se retrouver en conflit d’intérêts ou de stratégie avecses associés qui, dans certains cas, détiennent la majorité ducapital de ces entreprises. Des risques liés à l’évaluation dupassif ou des résultats prévus peuvent apparaître à l’issue de lamatérialisation des acquisitions.

Des facteurs économiques et politiques

Une part croissante des approvisionnements en gaz naturel duGroupe provient ou pourrait provenir de pays présentant desrisques géopolitiques ou économiques spécifiques. Le Groupeparticipe également à des projets d’exploration-production et deconstruction d’usines de liquéfaction et possède des activités detransport et de distribution de gaz naturel dans ces pays.



Les opérations du Groupe dans ces pays sont exposées à desrisques politiques et économiques, notamment le risque qu’unecrise internationale ou qu’un embargo interrompe lesapprovisionnements en gaz et le risque de perturbations del’activité en raison d’actions politiques ou insurrectionnelles, decorruption ou de fraude. De plus, le Groupe pourrait ne pasparvenir à faire valoir ses droits de manière appropriée devantles juridictions de ces pays, notamment dans le cadre de litigescontre l’État ou des entités publiques.

La contrainte réglementaire de certains pays européens

La capacité du Groupe à poursuivre et à mener à bien desacquisitions est sujette à des contraintes et incertitudesréglementaires et politiques dont il n’a pas la maîtrise. Parexemple, pour des raisons de réciprocité et/ou de participationde l’Etat français au capital du Groupe, les Etats peuventprendre des dispositions interdisant sous certaines conditions àdes sociétés comme Gaz de France de concourir à des appelsd’offres pour l’octroi de concessions de distribution de gaz, ouréduisant ou supprimant les droits de vote au conseild’administration de filiales implantées dans leur pays.

Risques liés aux lois et réglementations encadrant l’exercice

de l’activité du Groupe

Remise en cause du modèle économique : ouverture du marchéet activités intégrées

La CRE ou les instances européennes pourraient imposer descontraintes spécifiques à Gaz de France si elles estimaient quele rythme d’ouverture réelle du marché n’était pas satisfaisant,afin d’améliorer la position des concurrents sur le marchéfrançais à son détriment, ou sur les marchés où Gaz de Franceest présent.

La réglementation applicable, concernant notamment le régimedes concessions est susceptible d’être modifiée ou remise encause. Une telle évolution pourrait avoir un impact négatifsignificatif sur le Groupe.

Par ailleurs, la Commission Européenne a réalisé en 2006 deuxenquêtes sur le marché européen du gaz, l’une diligentée par laDirection Générale Concurrence, et l’autre par la DirectionGénérale transport et Energie. Gaz de France s’attache à mettre enœuvre scrupuleusement les mesures garantissant l’applicationfidèle des textes en vigueur notamment ceux liés à la séparationjuridique des activités de transport et de distribution. Suite à cetteenquête, la Commission européenne a décidé de proposer unenouvelle réglementation : le 19 septembre 2007, elle acommuniqué de nouveaux projets de textes (connus sous le nom detroisième Paquet législatif) qui comportent notamment deuxpropositions de directives modifiant les directives existantesrelatives aux marchés du gaz et de l’électricité (directives2003/55/EC et 2003/54/EC). Elles envisagent notamment laséparation de propriété (interdiction faite à une entreprise exerçantdes activités d’approvisionnement ou de fourniture d’énergie, dedétenir des intérêts au sein d’un opérateur de réseaux detransport) qui pourrait faire l’objet de l’opposition d’une minorité deblocage, ou la création d’un opérateur de type ISO(1) (les entreprises

intégrées conserveraient la propriété des actifs de transportmais délègueraient la gestion de leurs réseaux à cet opérateurtiers). Selon la réglementation qui en découlera, actuellementen cours d’examen au Conseil de l’UE et au Parlementeuropéen, des conséquences pourraient affecter le périmètredes activités exercées par le Groupe, sa structure, sonorganisation ou son modèle économique.

Renouvellement d’autorisations, mise en conformité

Gaz de France a besoin d’autorisations pour l’exercice deplusieurs de ses activités principales : concessions, sitesSeveso, … . La non-obtention de ces autorisations ou leurnon-renouvellement pourrait l’empêcher de poursuivrecertaines de ses activités actuelles ou prévues. De plus, descontentieux sur les conditions d’octroi ou d’exercice de cesautorisations pourraient avoir pour conséquence leursuspension temporaire ou leur révocation.

La réglementation applicable aux caractéristiques techniques demise en œuvre des réseaux est susceptible d’être modifiée, etd’engendrer des coûts de mise en conformité. Ces mesurespeuvent affecter la rentabilité de l’activité et sa mise en œuvreindustrielle.

Risques liés aux évolutions des exigences en matière de

développement durable

Gaz de France fonde en partie sa réputation sur son imaged’entreprise socialement responsable. Des difficultés dans lamise en œuvre de sa politique de développement durablepeuvent entraîner à terme un décalage par rapport aux attentesdes parties prenantes. Ce décalage pourrait être sanctionné parune dégradation du rating « Investissement SocialementResponsable » et altérer l’image du Groupe, avec pourconséquences une baisse du niveau de confiance desactionnaires et des clients, et des pertes de parts de marché.

L’évolution des politiques environnementales mondiale,européenne et française, notamment en matière de limitationdes émissions de gaz à effet de serre et d’économie d’énergie,pourrait impacter les résultats du Groupe (fiscalité ou taxesspécifiques pour les énergies fossiles, réduction desconsommations unitaires, incitations au développementd’énergies renouvelables au détriment des énergies fossiles, …).Ainsi la rentabilité des actifs de production d’électricité dépendde la réglementation sur les contraintes d’émissions de CO2, etdes allocations effectives aux actifs de production existants etfuturs. La Commission européenne a engagé un débat autour denouvelles mesures qui visent, à l’horizon 2020, une diminutionpour l’Union et par rapport au niveau de 1990 de 20% desémissions de gaz à effet de serre et de 20% de la consommationfinale en énergie, et une part de 20% pour les énergiesrenouvelables dans la consommation finale d’énergie (elle anotamment proposé le 23 janvier 2008 un projet de directive surles énergies renouvelables et un projet de révision de la directive2003/87/EC relative au système européen d’échange de quotas).Le Grenelle de l’environnement a repris à son compte cetteambition en l’amplifiant.

Le développement du Groupe dans les énergies renouvelables etles services liés aux économies d’énergie pourrait ne pascompenser suffisamment les effets négatifs de ces évolutions.

(1) Independant System Operator



4.1.4 Risques liés à l’adaptation auxnouvelles caractéristiques dumarché de l’énergie

Adaptation au changement

La libéralisation du marché européen du gaz naturel entraînedes changements tant dans le cadre réglementaire que dans lesrelations entres acteurs du marché ou dans les zones dechalandise. Gaz de France a étendu ses activités en Europe etdans le monde où est réalisée une part significative de sesactivités et de ses résultats. Les performances financièresfutures de Gaz de France dépendent en partie de sa capacité às’adapter à ces changements.

Evolution du distributeur en France dont une partie estcommune avec EDF

L’ouverture du marché a notamment eu pour conséquence uneréorganisation des activités de gestion du réseau de distributionde Gaz de France, ayant abouti à la création au 31 décembre2007 d’une filiale, « Gaz réseau Distribution France » (GrDF),conformément à la loi. Cette filiale a reçu l’ensemble des biens,des droits et obligations de Gaz de France en matière dedistribution, et en particulier les contrats de concession qui lientGaz de France et les communes pour la desserte du gaz naturel.Elle dispose d’un service commun en région avec celle d’EDF ;leurs relations sont régies par un accord de gouvernance.

Du fait de cette réorganisation, le système d’information aévolué en profondeur pour traiter de nouvelles tâches ; uneinsuffisance momentanée de la maîtrise de ces évolutionspourrait avoir des conséquences négatives sur la qualité duservice rendu aux clients (et donc sur l’image du Groupe) etgénérer des coûts pour Gaz de France.

Au-delà des conséquences informatiques, la réorganisation aimpliqué la mise en place de nouvelles structures de gestion del’accès au gaz et de la distribution au sein de GrDF, quipourraient engendrer des coûts significatifs.

Risques liés à la gouvernance

Les acquisitions de Gaz de France, les prises de participationdans des filiales et la filialisation d’activités traditionnellementintégrées (transport et distribution en France), modifient lastructure du Groupe. L’élargissement de ses implantations et ladiversification de ses activités sur l’ensemble des domainesénergétiques (de la production à la vente de services à l’énergie,du gaz naturel à l’électricité, des énergies traditionnelles auxénergies renouvelables) ont nécessité la mise en place dedispositifs de contrôle internes adaptés, notamment par sanouvelle organisation de juillet 2007. Cela étant, des risques degouvernance peuvent apparaître et mettre en cause lacontribution aux résultats attendus et la responsabilité duGroupe ou porter atteinte à l’image du Groupe.

4.1.5 Risques industriels

Risques liés à l’activité opérationnelle

Les risques opérationnels auxquels Gaz de France pourraitdevoir faire face sont de diverse nature, selon les activitésopérées par les entités du Groupe :

Risques spécifiques aux activités d’exploration-production

Les activités d’exploration-production, que Gaz de France en soitl’opérateur ou que ce rôle soit assumé par un autre opérateurreconnu du secteur pétro-gazier, sont dans le cas des actifs detaille significative menées dans le cadre de consortiumspermettant de réduire le risque unitaire de chaque partenaire.

Ces activités qui exigent des niveaux élevés d’investissements,exposent notamment le Groupe à :

• un risque que les activités d’exploration ne débouchent pas surla découverte de réserves ;

• une incertitude sur l’évaluation des réserves ou sur le niveaude la production. Cette évaluation est fondée sur deshypothèses telles que la qualité des informations géologiques,techniques et économiques, les conditions contractuelles etfiscales dans les pays où les activités d’exploration-productionsont implantées, la capacité de production des gisements. Larévision de ces hypothèses pourrait entraîner une éventuelleréévaluation à la baisse des réserves qui serait accompagnéede dépréciations ;

• un risque de retard dans les forages, notamment en raison deconditions météorologiques difficiles ;

• une dépendance envers des partenaires tiers (notammentlorsque le Groupe n’est pas l’opérateur du site d’exploration oude production) ;

• un risque réglementaire propre aux activités d’exploration-production (imposition d’obligations spécifiques en matière deforage et d’exploitation, protection de l’environnement, casexceptionnels de nationalisation, d’expropriation oud’annulation de droits contractuels et changement deréglementation afférente aux obligations de démantèlement oude dépollution des sites) ;

• un risque inhérent à la poursuite des activités dans des paysoù le secteur pétrolier peut être affecté par la corruption et unrisque de fraude ;

• un risque fiscal, notamment au titre des modificationsconcernant les redevances ou les droits de douane dus sur laproduction d’hydrocarbures.



Les accidents industriels

Gaz de France opère ses activités industrielles dans le cadre deréglementations qui donnent lieu à des règles de sécurité misesen œuvre pour l’exploitation des infrastructures. La vigilanceapportée tant dans la conception, la réalisation que l’exploitationde ses ouvrages ne peut prévenir tout accident industriel quipourrait perturber l’activité du Groupe ou engendrer des pertesfinancières ou des responsabilités significatives.

Il existe des risques liés à l’exploitation de vastes systèmes detransport, de distribution, de stockage de gaz, d’installationsd’exploration-production, de méthaniers, d’installations deregazéification, de centrales de production d’électricité, etd’installations de co-génération ou de services à l’énergie, telsque des incidents d’exploitation, des défauts de conception oudes événements extérieurs que le Groupe ne maîtrise pas(actions de tiers, glissements de terrain, tremblements de terre,etc.). Ces incidents sont susceptibles de provoquer desblessures, des pertes humaines, des dommages significatifs auxbiens ou à l’environnement ainsi que des interruptions d’activitéet des pertes d’exploitation. Voir notamment paragraphe 20.3 –« Procédures judiciaires et d’arbitrage ». Les policesd’assurance du Groupe pourraient être insuffisantes pourcouvrir toutes les responsabilités encourues, les pertes dechiffre d’affaires ou l’augmentation des dépenses. C’estnotamment le cas pour l’activité de transport maritime de GazNaturel Liquéfié.

Une mauvaise qualité du gaz (présence de condensats – eau,huile, poussières – ou une pression supérieure à la « PressionMaximale de Service ») peut conduire à un incident et donc à desdommages aux biens et aux personnes.

La rupture de la continuité de service

La conception et le dimensionnement des réseaux et desinfrastructures prennent en compte certaines défaillancespossibles dans l’acheminement du gaz des zones de productionvers les clients.

L’indisponibilité d’un ouvrage important type terminal méthanierou stockage, une crise politique durable entre pays deproduction et de transit, la perte de maîtrise de l’outil industrielou un effet de goulot dû aux modifications des schémas demouvement de gaz ou des phénomènes de catastrophe naturelle(tremblement de terre, activité volcanique, inondation) auraitpour conséquences un arrêt de livraison de gaz sur un territoireétendu avec les pertes de recettes et les risquesd’indemnisation correspondantes, ainsi qu’une altération del’image du Groupe et/ou des manquements à une obligation deservice public.

Par ailleurs, au-delà des risques liés aux approvisionnements,l’ensemble de la chaîne technique gazière (terminauxméthaniers, transport, stockage) doit être ajusté pour adapterles réservations de capacité dans les infrastructures auxvolumes des contrats d’achat et de vente. En cas d’insuffisancedes infrastructures ou de la capacité de transport nécessaire,Gaz de France pourrait ne pas être en mesure de prendrelivraison du gaz qu’il achète ou d’honorer ses contratsd’acheminement.

Les manquements à l’impartialité et à l’éthique

Certains collaborateurs pourraient ne pas respecter ladémarche éthique du Groupe ce qui l’exposerait à des actes defraude, de malveillance ou de corruption notamment, ou lenon-respect de la déontologie commerciale.

Les relations entre les activités d’infrastructures et lescommercialisateurs de gaz naturel sont régies par le « Code debonne conduite » fixant les règles d’impartialité à l’égard de tousles utilisateurs (clients et commercialisateurs de gaz) et desInformations Commercialement Sensibles (ICS), dont la gestionest strictement encadrée par des obligations légales.

Enfin, le respect des règles et procédures relatives à lapassation des marchés est également inclus dans ce risque.

4.1.6 Risques liés à la maîtrise del’information

Ce type de risque porte essentiellement sur deux thèmes :

La perte ou la divulgation d’informations

Des règles de protection des informations sensibles et dupatrimoine immatériel du Groupe sont édictées au sein de Gazde France.

Ce risque pourrait être dû à l’absence de moyens de protection,l’insuffisance de la protection des données sensibles face au vol,à la malveillance, la corruption, l’espionnage industriel ou lepiratage. Ce risque serait aggravé en cas d’impossibilité derestaurer des données après un vol, un accident ou un sinistre.

La perte ou le vol d’informations confidentielles pourrait aboutirà une perte d’avantages concurrentiels, des pertes financières,des fraudes, et des sanctions civiles et/ou pénales, unedégradation de l’image en cas de publication ou de diffusion decertaines informations ou une perte d’opportunités de certainesacquisitions.

L’indisponibilité des systèmes d’information

Gaz de France et EDF ont de longue date mis en commun leursmoyens informatiques, que Gaz de France sépare et modernisepour la plupart notamment dans le cadre de l’ouverture desmarchés au 1er juillet 2007. Le Groupe pourrait avoir un systèmed’information (SI) non adapté ou non fiable du fait du processusde séparation en cours.

Gaz de France opère ses SI dans le cadre de procédures trèsrigoureuses. Néanmoins, ce risque pourrait provenir dedysfonctionnements techniques ou des logiciels dont il a acquisles licences d’exploitation, et dont il n’a pas la maîtrise. Cescauses pourraient pénaliser le fonctionnement des activités duGroupe.



4.1.7 Risques liés aux ressourceshumaines

Face aux adaptations du Groupe à son environnement, celui-ci arenforcé le dialogue social notamment par la négociationcollective et a adapté sa politique de ressources humaines.Cependant, le Groupe ne peut exclure des perturbations socialessous la forme de grèves notamment, qui pourraient perturberson activité. Le Groupe n’a contracté aucune assurance pour lespertes résultant d’interruptions d’activité provoquées par lesmouvements sociaux.

Avec l’émergence de nouveaux acteurs du marché du gaz, Gazde France pourrait ne pas être suffisamment attractif pour lescompétences clés dont le Groupe va avoir besoin pour mener àbien sa stratégie de changement.

Les différences de culture ou de statut au sein du Groupepourraient ralentir la construction de son identité. Il pourrait enrésulter à terme une absence de dynamisme et de mobilité ausein du Groupe ou une difficulté à intégrer et fidéliser lessalariés.

4.1.8 Risques liés à l’environnement, lasanté, l’hygiène et la sécurité

Une réglementation industrielle plus contraignante

Les activités du Groupe présentent des risques industriels etenvironnementaux liés à la nature des produits manipulés, quipeuvent être inflammables et explosifs. Il est de ce fait soumis àde nombreuses réglementations relatives à l’environnement, lasanté publique et la sécurité de ses activités, qui ont ététraduites en instructions internes et en bonnes pratiquesprofessionnelles au sein du Groupe. Les réglementations sontsusceptibles d’évoluer et de devenir plus contraignantes pour leGroupe.

En France, le Groupe dépense des montants importants chaqueannée pour se conformer à ces réglementations et pour faireévoluer ses installations en fonction du retour d’expérience.Dans ce cadre, des programmes importants de modernisationde l’outil industriel sont mis en œuvre tels que, par exemple enFrance, la rénovation des stockages souterrains, l’inspection /réhabilitation du réseau de transport, la suppression desréseaux en fonte grise, et des campagnes d’information auprèsdes entreprises de travaux publics afin d’éviter les dommagescausés par des tiers aux ouvrages...

Gaz de France possède de nombreux sites sur lesquelsd’anciennes usines à gaz étaient implantées en France et dansles pays où Gaz de France est présente. La responsabilité de Gazde France est susceptible d’être recherchée en dépit des effortsconséquents de dépollution mis en œuvre par le Groupe.

Le Groupe dispose également d’installations classées pour laprotection de l’environnement (ICPE), dont certaines dites« Seveso » doivent disposer d’outils spécifiques de gestion de lasécurité. Les sites Seveso, à savoir les terminaux méthaniers,les stockages souterrains et les stations GPL de Corse, sontsoumis au décret n° 2005-1130 relatif aux Plans de Prévention

des Risques Technologiques (PPRT). Ces PPRT doivent être misen œuvre d’ici mi-2008 et leur financement doit être assuré pardes conventions tripartites entre l’État, les collectivités localeset l’exploitant selon une répartition non définie par les textesréglementaires.

Son activité pourrait également être affectée par les directiveseuropéennes et les lois françaises imposant des limites surl’émission des gaz à effet de serre. Dans l’hypothèse où lesréglementations en matière d’environnement, de santé et desécurité deviendraient plus strictes, les investissements etcharges de mise en conformité pourraient augmenter à l’avenir.

En cas d’accident grave, le Groupe pourrait être contraint defermer temporairement certains sites afin de réaliser desinvestissements et mises en conformité, ce qui pourraitengendrer des difficultés d’exploitation. De plus, il pourrait êtreexposé à des sanctions civiles (en particulier des dommages etintérêts significatifs) ou pénales ou à des ordonnances defermeture en cas de non-respect de ces réglementations.

Enfin, des règles de plus en plus contraignantes sont imposéesaux industriels afin de prévenir les risques sur l’environnement,la santé de tiers en particulier ceux liés à la Legionella, et lesrisques sur la santé des salariés notamment pour l’utilisation deproduits chimiques et toxiques. Elles prévoient le cas échéant dedédommager les victimes.

Ces problématiques peuvent aussi exister dans les autres paysoù Gaz de France détient des participations.

Accidents du travail et maladies professionnelles

Dans l’exercice de leur fonction et dans le cadre de consignes desécurité très strictes, certains membres du personnel peuventutiliser des produits nocifs pour la santé comme certainsproduits Cancérigènes, Mutagènes ou toxiques pour laReproduction (CMR) ou être infectés accidentellement par unmicro-organisme (légionellose). Dans le passé, certainesactivités ont pu occasionner l’exposition de salariés à desparticules d’amiante. Gaz de France a mis en place desdispositions pour prévenir ces risques en contrôlant l’utilisationdes produits concernés et en imposant des modalités deprotection.

Du fait de l’évolution des normes juridiques et de lajurisprudence vers une plus grande protection des victimes, lescauses de ces accidents du travail ou maladies professionnellessont généralement reconnues devant les juridictionscompétentes comme des faits générateurs de responsabilité del’employeur caractérisant une « faute inexcusable », débouchantainsi sur une indemnisation plus fréquente et plus importantedes victimes au civil et/ou un risque de condamnation del’employeur au pénal.

Ces carences en matière de prévention et de réduction desaccidents de travail peuvent entraîner l’octroi de dommages etintérêts aux victimes en réparation du préjudice physique subi(maladie, blessure, décès), une condamnation du Groupe devantla juridiction pénale, une démotivation du personnel, unealtération de l’image du Groupe du fait du retentissementmédiatique des condamnations, et des pertes financièresnotamment dans le cas de litiges liés à l’amiante.


4 FACTEURS DE RISQUESGestion des risques

4.2 Gestion des risquesLa politique de risques de Gaz de France a été arrêtée par leprésident-directeur général le 21 novembre 2005. La politiquedu Groupe Gaz de France est de maîtriser les risques pouvantcompromettre la réalisation de ses objectifs, quelle que soit leurnature. Elle vise à ce que toute prise de risque soit consciente etréfléchie. L’objectif n’est pas de supprimer tous les risques(risque « zéro ») mais de les maîtriser à un niveau raisonnable.

Gaz de France a développé un système global de gestion desrisques et une culture risques, en y consacrant les ressourcesnécessaires. A ce titre le questionnaire relatif à l’analyse et à lamaîtrise des risques du cadre de référence de l’AMF a été misen œuvre.

Un système global de maîtrise des risques comme démarche

d’amélioration continue

Rattachée à la direction de l’audit et des risques, la délégation àla maîtrise des risques est chargée de définir le cadre decohérence, d’élaborer la politique et de diffuser la culturerisques au sein du Groupe par la sensibilisation des dirigeants etl’animation d’un réseau de correspondants. Elle s’assure que ladémarche de maîtrise des risques est cohérente avec lespratiques usuelles des entreprises cotées.

Un dispositif décentralisé fondé sur la responsabilité du

management

La politique de risques du Groupe pose comme principes que lemanagement est responsable de la maîtrise des risques de sonactivité et que le processus de maîtrise des risques s’intègre auprocessus stratégique du Groupe.

Chaque entité du groupe est responsable de l’identification deses risques, de la mesure de son exposition, ainsi que del’élaboration et la mise en œuvre des plans de traitement pourles maîtriser. Elle dresse annuellement un bilan de la maîtrisede ses risques et doit présenter une revue de ses risquesmajeurs aux directeurs de branche, à un des directeursgénéraux délégués ou au président-directeur général.

La revue des risques du Groupe

Les risques identifiés par les entités sont agrégés par nature ausein des « risques Groupe ». Une revue annuelle des risquesGroupe dresse un état de l’évolution de l’exposition aux risques :cartographie, évaluation, niveau de maîtrise, et gouvernance desrisques.

Cette revue est présentée au comité exécutif puis au comitéd’audit et des comptes du conseil d’administration. Le comitéexécutif organise le suivi des risques Groupe majeurs pourlesquels il désigne des propriétaires chargés de leur maîtrisequi rendent compte une fois par an à l’instance de pilotagedésignée. Le présent chapitre sur les risques est fondé sur lesrisques Groupe de Gaz de France.

Certains risques sont transverses au Groupe et lesresponsabilités de gestion de ces risques se trouvent répartiesparmi les métiers concernés. Dans un souci d’optimisation et decohérence, des organes transverses en assurent le traitement etle suivi.

Ainsi :

• le département assurance a la charge de la couverture desrisques assurables ;

• la direction financière gère l’exposition du Groupe aux risquesde marché, de change et de taux ;

• la mission permanente de sécurité assure une gestionhomogène des risques de sécurité industrielle et despersonnes ; le Groupe dispose d’une politique globale desécurité industrielle qui s’applique à l’ensemble de ses entitéset actifs contrôlés ;

• la politique qualité sécurité environnement contribue autraitement de certains risques.

4.2.1 Gestion des risques assurablesPolitique d’achat d’assurances

La politique d’assurance pour l’ensemble du Groupe est définiepar le pôle Assurances de Gaz de France. Elle repose sur untransfert systématique au marché de l’assurance de tous lesrisques assurables dont la survenance pourrait avoir desrépercussions significatives sur les métiers et filiales du Groupe.Cette politique a été validée par le Comité Exécutif et par lecomité d’audit et des comptes du Conseil d’Administration. Ainsi,l’ensemble des activités du Groupe est couvert par des contratsd’assurance souscrits sur le marché auprès d’assureurs deréputation et de solidité financière internationalementreconnues. Depuis le 1er juillet 2007, une partie des risques dedommages et pertes d’exploitation est conservée par le Groupepar l’intermédiaire d’une société captive de réassurance situéeau Luxembourg dont la gestion a été confiée à un gestionnairede captive agrée par le Commissariat aux Assurancesluxembourgeois. Cette société captive de réassurance assureles sinistres à hauteur de 2 millions d’euros par sinistre avec unmaximum de 5 millions d’euros par an. Au-delà de cesmontants, les risques sont transférés aux assureurs.

La politique est toutefois susceptible d’être modifiée à toutmoment en fonction des conditions du marché, d’opportunitésponctuelles et de l’appréciation de la direction générale sur lesrisques et sur l’adéquation de leur couverture.

Les montants assurés dépendent des risques financiers décritspar les scénarios de sinistres envisagés et des conditions decouverture proposées par le marché (combinaison des capacitésdisponibles et des conditions tarifaires).

Pour l’ensemble de ces contrats, les franchises sont adaptéesafin d’optimiser le coût global pour le Groupe en fonction de laprobabilité de survenance des sinistres et de ce que peutsupporter chaque entité sans mettre en danger la continuité deson activité. Le niveau des franchises est généralementdéterminé de manière à absorber la sinistralité moyenne. Lemontant annuel des primes d’assurances et la rémunération descourtiers en 2007 représente pour Gaz de France et ses filialescontrôlées un budget de l’ordre de 55 millions d’euros.

Le pôle Assurances est responsable pour l’ensemble du Groupedu respect des principes de la politique d’assurance qu’il adéfinie. Ce contrôle est facilité par une gestion des assurancescentralisée. Cette centralisation permet une maîtrise desrisques assurables homogène et coordonnée au niveau du


FACTEURS DE RISQUESGestion des risques 4

Groupe, ainsi qu’une optimisation des budgets d’assurancegrâce à la globalisation de l’achat d’assurance et desprestations associées. Quelques filiales disposent de leur proprepolice d’assurance pour répondre à des contraintes spécifiques ;l’assurance souscrite au niveau du Groupe complète leurcouverture en matière de responsabilité civile.

Sous réserve des exclusions communément pratiquées sur lemarché de l’assurance et des sous-limites appliquées à certainsévénements dénommés, le Groupe estime bénéficier à ce jourdes couvertures d’assurances adéquates, tant dans leur étenduequ’en montant garanti.

Principaux contrats

Les contrats décrits ci-après bénéficient à une grande majoritéde filiales.

Responsabilité civile

Gaz de France et ses filiales bénéficient d’une assuranceresponsabilité civile générale qui couvre les conséquencespécuniaires de leur responsabilité pour les dommages causésaux tiers dans le cadre de leur activité, y compris dans le casd’exploitation d’installations classées. Cette assurance estcomposée de plusieurs lignes de garantie, les lignessupérieures bénéficiant à l’ensemble des filiales. Pour Gaz deFrance uniquement, cette assurance intervient après un niveaud’auto-assurance plafonné annuellement à 8 millions d’euros.

Dommages aux biens et frais supplémentaires/pertesd’exploitation

Cette assurance couvre les risques d’incendie, d’explosion, debris de machine et d’événements naturels qui peuventendommager les biens détenus en propriété, loués ou confiés.Les canalisations des réseaux de transport et/ou de distributionsont exclues de cette garantie.

Les plafonds de garantie sont généralement égaux à la valeurdes biens assurés. Toutefois, sur les importantes concentrationsde valeurs, ils sont fixés sur la base de scénarios catastrophesestimés selon les règles du marché des assurances. A titred’illustration, la police dommages aux biens industriels de Gazde France prévoit une garantie de 350 millions d’euros sur lesterminaux méthaniers.

Cette assurance est en général complétée par une couverturedes frais supplémentaires d’exploitation et, dans les cas où lesdommages pourraient conduire à des interruptions d’activités,une garantie est souscrite pour couvrir les pertes d’exploitationqui en découlent. Le montant de cette garantie est déterminé entenant compte de la durée d’indisponibilité du site endommagéet des plans de secours existants (selon les cas entre 12 et24 mois).

Enfin, certaines activités spécifiques comme l’exploration-production bénéficient de couvertures adaptées à leurs risquescomme la garantie des coûts de contrôle des puits et dereforage.

Autres assurances

Outre les assurances responsabilité civile et dommages auxbiens et frais supplémentaires/pertes d’exploitation précitées, leGroupe est titulaire des polices suivantes:

• un programme d’assurance couvrant la responsabilité desmandataires sociaux et dirigeants de Gaz de France et de sesfiliales ;

• une assurance multirisques bureaux (dont le montant maximald’indemnisation en cas de sinistre est fixé à 100 millionsd’euros) et une assurance pour les logements couvrant lesdommages accidentels et les responsabilités de propriétaire,locataire ou occupant ;

• une assurance du parc automobile couvrant la responsabilitécivile et, selon les sociétés, les dommages aux véhicules ;

• une assurance couvrant le transport de GNL par méthanieravec une limite de 30 millions d’euros par expédition ;

• des assurances maritimes couvrant la responsabilité en tantqu’armateur (garantie illimitée sauf en risque de guerreplafonnée à 500 millions de dollars) ou affréteur (garantie de500 millions de dollars), la responsabilité en cas de pollution(garantie de 1 milliard de dollars) et les dommages auxnavires, à concurrence de leur valeur agréée ;

• une assurance construction pour les chantiers importantscomprenant la garantie des dommages à l’ouvrage ainsi que lacouverture des pertes d’exploitation en cas de retard duchantier à la suite d’un dommage.

4.2.2 Gestion des risques financiersLa gestion des risques financiers – risques de taux, de change,de liquidité et de contrepartie – est placée sous la responsabilitéde la Direction Financière. Le positionnement de cette activité entête de Groupe permet une mise en œuvre efficace de lapolitique de risque grâce à une agrégation des risques, unemaîtrise des positions et un lieu unique d’intervention sur lesmarchés.

La gestion consolidée du risque de contrepartie et la cohérencedes décisions de gestion sont assurées notamment par descomités transverses : le Comité Taux et Change et le ComitéCrédit.

Risques de crédit

Le Groupe est amené à effectuer des transactions (ventes ouachats) d’un montant conséquent avec de nombreusescontreparties, clients et fournisseurs, particulièrement de gaz etd’électricité et notamment au travers de sa filiale de tradingGaselys.

Le risque de crédit ou risque de contrepartie du Groupe estpiloté par le Comité Crédit. Il correspond à la perte que leGroupe aurait à supporter en cas de défaillance d’unecontrepartie entraînant le non-respect de ses obligationscontractuelles vis-à-vis de Gaz de France. La politique duGroupe sur ce point consiste en une diversification systématiquede son portefeuille de contreparties d’une part, et en un suivi dela situation financière de ses contreparties les plus importantesd’autre part. Ce suivi permet en effet d’assurer la réactivitésuffisante pour gérer, en temps réel, ce risque et minimiser lesimpacts de la défaillance de contreparties importantes duGroupe en utilisant des outils juridiques appropriés (clause de« netting » de paiement, conditions de facturation, émission degaranties bancaires ou maison mère, autres sûretés...).



Ainsi, le placement des excédents de trésorerie et tous lesinstruments financiers utilisés pour gérer les risques de tauxd’intérêt et de change sont contractés avec des contrepartiesdisposant d’une notation « Long terme » attribuée par Standard &Poors (« S&P ») ou Moody’s au moins égal à, respectivement, A- /A3, sauf cas particulier dûment autorisé par le directeur financier.Une limite est attribuée à chaque institution financière, en fonctionde ses fonds propres et de son rating. La consommation deslimites, déterminée sur la base des montants notionnels desopérations, pondérées par la durée résiduelle et la nature del’engagement, fait l’objet d’un suivi régulier.

Les contreparties énergie de la filiale de trading Gaselys sontquant à elles évaluées et notées après une analyse financières’appuyant notamment, lorsqu’elle est disponible, sur lanotation S&P ou Moody’s de la contrepartie.

Un comité Crédit mensuel, présidé par le directeur financier,habilite les contreparties de Gaselys, statue sur l’octroi deslignes de crédit et fixe le cadre juridique à mettre en place. Gazde France cherche en effet à sécuriser ces transactions en ayantrecours à des instruments juridiques tels que des accordsstandardisés de « netting » (prévoyant la compensation desexpositions positives et négatives vis-à-vis d’une mêmecontrepartie), d’«appels de marge» (mécanismes permettant delisser les à-coups des prix de marché) ou de « garanties » ausens large (lettre de confort, garantie de la maison mère,garantie bancaire, etc.).

L’exposition du risque de contrepartie est mesurée par desindicateurs de VaR à 99 % et fait l’objet d’un reporting quotidien.

Le portefeuille de contreparties de Gaselys affiche une notationmoyenne très satisfaisante avec plus de 80 % du risque decontrepartie présentant un profil financier assimilable à un« rating » long terme supérieur à A-/A3 chez S&P/Moody’s.

Le Comité Crédit est également chargé d’élaborer un cadre degouvernance pour la gestion du risque crédit des clients duGroupe. Les contreparties clients et fournisseurs font l’objetd’une attention croissante. Le cadre de gouvernance mis enplace est fondé sur le suivi régulier (révision annuelle a minima)de la situation financière des grands clients. Il vise d’une part àprévenir (exigences de sûretés ou autres conditions restrictivespour traiter avec la contrepartie) et d’autre part à valoriser cerisque dans le cadre de la tarification proposée aux grandsclients.

Concernant plus spécifiquement l’activité de fourniture de gaz etd’électricité, des dispositions particulières visant à prévenir desdéfauts de paiement peuvent être prises au regard de la soliditéfinancière de la contrepartie. Les clients en difficulté font l’objetd’un suivi régulier assuré par le Comité Crédit.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – “Comptes consolidés au 31 décembre2007 en normes IFRS/ Annexes / Note 20.1.1“.

Risques de liquidité

Gaz de France dispose de liquidités mobilisables à très courtterme, lui permettant de faire face à ses besoins de trésoreriecourants ou de servir de relais en cas d’opérations decroissance externe :

• La maison mère dispose d’une ligne de crédit syndiqué de3 000 millions d’euros à échéance février 2012 non tirée au

31 décembre 2007. Cette ligne de crédit ne comporte pas declauses imposant le respect de certains ratios ;

• Gaz de France a également accès au marché des dettes àcourt terme au moyen d’un programme d’EURO et USCommercial Paper d’un montant de 1 000 millions de dollarsinutilisé en fin d’exercice 2007, et d’un programme de Billetsde Trésorerie d’un montant de 1 250 millions d’euros, utilisé àhauteur de 200 millions d’euros au 31 décembre 2007 ;

• Les disponibilités et placement de trésorerie immédiatementdisponibles au niveau du Groupe sont de 3 200 millionsd’euros.

De plus, pour optimiser la gestion des liquidités au niveau duGroupe, la Direction Financière de Gaz de France poursuit lamise en place d’un « cash-pooling ».

Certains emprunts bancaires ou financements de projets defiliales du Groupe peuvent comporter des clauses imposant lerespect de ratios financiers. Toutes ces clauses étaientrespectées au 31 décembre 2007 (voir paragraphe 10.4“Restriction à l’utilisation des capitaux”).


Risques de taux

Gestion du risque de taux sur l’endettement financier net

Le Groupe centralise les besoins et excédents de trésorerie desfiliales contrôlées et la majorité de leurs besoins de financementexternes, et met en œuvre, sur la position d’endettement netteconsolidée, une politique d’optimisation de son coût definancement, et de gestion de l’impact des variations de tauxd’intérêt sur son résultat financier en utilisant plusieurs typesd’instruments financiers (swaps et options de taux d’intérêts) enfonction des conditions de marché. Le Groupe conserve ainsi unepart majoritaire de sa dette à moyen-long terme à taux fixe ouswappée à taux fixe, et s’assure que le solde entre la part à tauxvariable de sa dette et de ses excédents de trésorerie restefaiblement exposé à une variation des taux d’intérêt à court terme.

Cette politique permet de limiter très fortement la sensibilité duGroupe à la volatilité future des taux d’intérêt.

Sur le détail des opérations de couverture de taux surl’endettement financier net voir paragraphe 20.1.1.1 – “Comptesconsolidés au 31 décembre 2007 en normes IFRS/ Annexes /Note 20.1.3“.

Gestion du risque de taux de prêts cédés à un fonds commun decréances

Par ailleurs, à la suite des cessions à un fonds commun decréances en 2001 et 2003 de prêts au personnel pour accessionà la propriété, Gaz de France a conservé un risque marginal detaux portant sur un notionnel égal à la différence entre leprincipal restant effectivement dû et le principal restant dûthéorique modélisé lors de la cession. L’exposition résiduelle duGroupe ressort à 18 millions d’euros au 31 décembre 2007. Lenominal des swaps de taux correspondants, inscrits au bilan,s’établit à 120 millions d’euros de swaps payeurs taux variable/receveurs taux fixe, et 138 millions d’euros de swaps payeurstaux fixe/receveurs taux variable.


FACTEURS DE RISQUESGestion des risques 4

Gestion du risque de taux des filiales du secteur financier

Les opérations de trading à terme du Groupe libellées en euro eten dollars font l’objet d’une couverture économique du risque detaux d’intérêt résiduel au moyen de swaps de taux :

• des swaps de taux fixe payeur / variable receveur pour unmontant notionnel de 262 millions d’euros au 31 décembre 2007,

• des swaps de taux fixe receveur / variable payeur pour unmontant notionnel de 138 millions d’euros au 31 décembre2007.

Conformément à leur politique de gestion des risques, lesfiliales du secteur financier qui ont une activité de crédit à laclientèle gèrent leur adossement actifs / passifs au moyen d’unecouverture de juste valeur du risque de taux sur leurs actifs(émis à taux fixe) par des swaps de taux qui leur permettent dese refinancer à taux fixe (notionnel de 246 millions d’euros au31 décembre 2007).

Risques de change

Gestion du risque de change de l’activité opérationnelle

S’agissant de la sensibilité de la variation des cours de changesur les opérations commerciales réalisées par le segment Achat– Vente d’énergie, le risque de change euro/dollar sur laperformance du segment Achat – Vente d’énergie résulte desmodes d’indexation des différents contrats d’achat ou de ventede gaz sur les prix des produits pétroliers qui eux-mêmes sontpour la plupart cotés en dollars.

L’exposition au risque de change sur opérations commercialesest encadrée et gérée par :

• l’application de mécanismes de pass-through lors de laconstruction des prix de vente aux clients éligibles d’une part,et des tarifs réglementés d’autre part ; et

• la couverture de marge sur les contrats de vente à prix fixes ouindexés par des swaps financiers.

Il existe des décalages temporaires au compte de résultat entrel’impact de la variation du dollar sur les coûtsd’approvisionnement et l’impact de répercussion sur les ventes,notamment l’effet des moyennes mobiles et du cycle destockage/déstockage.

S’agissant des autres devises fonctionnelles dans lesquellesopèrent les entités consolidées en dehors de la zone Euro, il n’ya pas de risque de change associé, matériel à l’échelle duGroupe, dans la mesure où il existe également des mécanismesd’ajustements tarifaires liés à l’évolution des coûtsd’approvisionnement.

Par ailleurs, les Business Units identifient et communiquent à laDirection Financière les expositions transactionnelles qu’ellessupportent (opérations d’arbitrage, contrat de maintenance,…). Cerisque peut alors être couvert par des contrats à terme, des swapsou des options selon la probabilité de réalisation du flux futur.

La part en dollars américains de certains investissementsprogrammés par le Groupe fait l’objet d’une couvertureéconomique contre un risque d’évolution défavorable de la paritéEUR/USD au moyen d’un tunnel d’option de change acheteur de60 millions de dollars.

Gestion du risque de change de l’activité de financement

Le financement des filiales est piloté de manière centralisée parla Direction Financière, ce qui permet une gestion active durisque de change par l’intermédiaire de prêts intra-groupeconsentis aux filiales dans la devise des cash flows qu’ellesgénèrent.

Sur le détail de ces opérations de couverture est inclus dansl’annexe aux comptes consolidés – voir paragraphe 20.1.1.1 –“Comptes consolidés au 31 décembre 2007 en normes IFRS/Annexes / Note 20.1.4“.

Risque de conversion

Le Groupe est également exposé au risque de change résultantde la conversion dans les comptes consolidés de la situationnette de ses filiales dont la devise fonctionnelle diffère de cellede la maison-mère. Les écarts de conversion générés par cetteexposition entraînent un impact de 257 millions d’euros en solde(-92 millions d’euros en variation de l’exercice) sur les capitauxpropres au 31 décembre 2007.

Risques sur titres

Le Groupe a conclu des options croisées d’achat ou de vente detitres du Groupe RETI qui lui donnent le droit d’acheter desactions détenues par la contrepartie, et qui donnentsymétriquement à cette contrepartie le droit de vendre cesactions au Groupe.

Ces options sont exerçables entre septembre 2008 et septembre2009, portant sur 29,5 % de parts supplémentaires dont lesmodalités de détermination conduisent à une évaluation dumontant de trésorerie décaissable d’environ 155 millionsd’euros.

Le Groupe a également conclu des options croisées avec sonpartenaire sur les 49 % de titres Gaselys qu’il ne détient pas. Lesmontants de trésorerie décaissables dans le cas où le Groupedéciderait d’exercer ses options d’acheter, ou dans le cas où lepartenaire déciderait d’exercer ses options de vendre ces titressont estimés au 31 décembre 2007 à 217 millions d’euros. Cesoptions ne sont pas exerçables immédiatement.

Le Groupe s’est engagé à souscrire à de futures augmentationsde capital à hauteur de 17 millions d’euros. Le Groupe s’estégalement engagé à acquérir 100 % des deux sociétés détenantsept centrales de cogénération en Italie pour un investissementglobal de 226 millions d’euros. Un des actionnaires ayant exercéson droit de préemption, le Groupe a acquis en avril 2008 6centrales de cogénération.

Les principales lignes d’actions détenues par le Groupe au31 décembre 2007 sont :

• un total de 8,05 millions d’actions Suez, dont le cours coté àEuronext au 31 décembre 2007 était de 46,57 EUR par action,

• un total de 75 millions d’actions Petronet dont le cours coté auNSE (National Stock Exchange of India) au 31 décembre 2007était de 107,35 INR par action,

• un total de 34,7 millions d’actions Enbridge détenues via legroupe Noverco qui est lui-même détenu à hauteur de 17,56%



et mis en équivalence. Le cours des actions Enbridge cotéesau TSX (Toronto Stock eXchange) au 31 décembre 2007 était de40,01 CAD par action.

Ces titres sont tous comptabilisés en actifs disponibles à la venteet évalués en juste valeur par le biais des capitaux propres. Au31 décembre 2007, leur valeur s’élève à 671 millions d’euros.

Une baisse de 10% de la valeur des titres côtés aurait un impactd’environ 67 millions d’euros sur les résultats ou capitauxpropres du Groupe, selon qu’il existe ou non une indicationobjective de dépréciation résultant d’un ou plusieurs évènementsintervenus après la comptabilisation initiale de l’actif.


Risques sur matières premières

Les instruments dérivés sur matières (gaz naturel, pétrole etélectricité) détenus par le Groupe consistent principalement enswaps, contrats à terme (futures) et options souscrits par lamaison-mère pour gérer son risque de prix. La plupart de cesinstruments sont négociés auprès des tiers par l’intermédiairede la filiale spécialisée Gaselys, consolidée en intégrationproportionnelle à 51%.

Ces instruments dérivés entrent plus particulièrement dans lagestion des risques associés aux opérations :

• d’ingénierie de prix destinées à répondre à l’attente croissantedes clients en matière de gestion du risque de prix sur le gazou l’électricité. Ils visent principalement à garantir une margecommerciale, quelle que soit l’évolution des indices matièresentrant dans le prix proposé aux clients, même lorsqu’ilsdiffèrent des indices matières auxquels est exposél’approvisionnement du Groupe ;

• d’optimisation du coût des approvisionnements. En effet, lesapprovisionnements en énergie, les actifs de productiond’électricité et les actifs ou réservations de capacité detransport et de stockage disponibles et non nécessaires à lafourniture des clients sont systématiquement valorisés sur lesmarchés.

Dans le cadre de ses activités de trading, le Groupe a égalementsouscrit des contrats à terme (futures) sur gaz naturel, surpétrole et sur électricité pour lesquels il peut procéder à unelivraison financière ou physique selon les besoins de son bilanénergie.

S’agissant de la sensibilité de la variation des prix des matièrespremières sur les opérations commerciales réalisées par lesegment Achat – Vente d’énergie, le risque de prix des matièrespremières sur la performance de ce segment résulte des modesd’indexation des différents contrats d’achat ou de vente de gazsur les prix des produits pétroliers ou du gaz naturel.

Dans le cadre de la mise en œuvre du concept de net-back dansl’élaboration des formules de prix d’achat, le mécanisme defixation du prix des contrats d’achat de gaz long terme reposesur une logique de valorisation par rapport aux énergies

concurrentes du gaz naturel. Les formules de prix des contratsd’achat de gaz long terme sont exprimées sous la forme d’uneconstante à laquelle s’ajoutent un ou plusieurs termesd’indexation mensuels, dont la plupart sont des produitspétroliers. Ces termes d’indexation « pétrole » sont lissés pardes mécanismes de moyennes mobiles sur des périodes allantde 6 à 12 mois.

L’exposition au risque de prix des matières premières suropérations commerciales est encadrée et gérée par :


• la couverture de marge sur les contrats de vente à prix fixes etindexés par des swaps financiers.

Il existe des décalages temporaires au compte de résultat entrel’impact de la variation du prix des matières premières sur lescoûts d’approvisionnement et l’impact de répercussion sur lesventes, notamment l’effet des moyennes mobiles et du cycle destockage/déstockage.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – “Comptes consolidés au 31 décembre2007 en normes IFRS/ Annexes / Note 20.2“.

4.2.3 Gestion des risques commerciaux

Risque climatique

Des aléas climatiques importants et principalement l’aléa detempérature peuvent provoquer d’une année sur l’autre desvariations de la demande en gaz naturel.

Gaz de France a choisi de ne pas couvrir ce risque. Parconséquent, Gaz de France accepte une volatilité de son résultatrelative aux aléas climatiques.

Par ailleurs, Gaz de France s’engage à couvrir, conformément àla réglementation française, le risque de livraison face à un hiverfroid à 2 %. Cette couverture s’effectue principalement par lebiais de la flexibilité des contrats d’approvisionnement, deréservation de capacités de stockage et des possibilités quepermet le portefeuille de clients interruptibles.

Risques pays

La forte diversification géographique assurée par septprincipaux fournisseurs de long terme, situés à l’intérieur ou àproximité du territoire européen, permet de limiter les risquespays liés aux approvisionnements. Ce portefeuilled’approvisionnement à long terme diversifié est complété pardes ressources propres et optimisé par des transactions decourt terme.

Autres risques

La gestion des autres risques des activités achat-vente s’appuienotamment sur des actions de couverture (du risque prixprincipalement), de veille et de surveillance afin de garder unportefeuille de contrats compétitif et adaptable rapidement.


5 INFORMATIONS CONCERNANT L’EMETTEUR

5.1 HISTOIRE ET ÉVOLUTION DE LA SOCIÉTÉ P.23 5.2 INVESTISSEMENTS P.245.1.1 DÉNOMINATION SOCIALE p.23 5.2.1 INVESTISSEMENTS RÉALISÉS p.245.1.2 REGISTRE DU COMMERCE ET DES SOCIÉTÉS p.23 5.2.2 INVESTISSEMENTS EN COURS ET EN PROJET p.265.1.3 DATE DE CONSTITUTION ET DURÉE DE LA

SOCIÉTÉ p.235.2.3 INVESTISSEMENTS SIGNIFICATIFS QUE COMPTE

RÉALISER LA SOCIÉTÉ À L’AVENIR ET POURLESQUELS SES ORGANES DE DIRECTION ONTDÉJÀ PRIS DES ENGAGEMENTS p.26

5.1.4 SIÈGE SOCIAL, EXERCICE SOCIAL, FORMEJURIDIQUE ET LÉGISLATION APPLICABLE p.23

5.1.5 EVÉNEMENTS IMPORTANTS DANS LEDÉVELOPPEMENT DES ACTIVITÉS DE LASOCIÉTÉ p.24

5.1 Histoire et évolution de la Société

5.1.1 Dénomination sociale

La Société a pour dénomination sociale “Gaz de France”.

5.1.2 Registre du commerce et des sociétés

La Société est immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le numéro 542 107 651.

Son code APE est le 402A.

5.1.3 Date de constitution et durée de la Société

Gaz de France a été constitué sous forme d’établissement publicde caractère industriel et commercial (“EPIC”) le 8 avril 1946 etimmatriculé au registre du commerce et des sociétés le24 décembre 1954. Il est une société anonyme depuis le20 novembre 2004.

La Société a une durée de 99 ans à compter du 20 novembre2004, sauf dissolution anticipée ou prorogation.

5.1.4 Siège social, exercice social, forme juridique et législation applicable

Gaz de France a son siège social au 23 rue Philibert Delorme –75017 Paris. Son numéro de téléphone est le 01 47 54 20 20.

Gaz de France est une société anonyme à conseild’administration. Il est régi par les dispositions législatives etréglementaires applicables aux sociétés anonymes, sousréserve des lois spécifiques, et par ses statuts tels que fixés parle décret n° 2004-1223 du 17 novembre 2004 portant statuts dela société anonyme Gaz de France et modifiés ultérieurement.

Les lois spécifiques régissant la Société sont notamment la loin° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et

du gaz, la loi n° 83-675 du 26 juillet 1983 relative à ladémocratisation du secteur public, la loi n° 2003-8 du 3 janvier2003 relative aux marchés du gaz et de l’électricité et au servicepublic de l’énergie, la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative auservice public de l’électricité et du gaz et aux entreprisesélectriques et gazières, la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 deprogramme fixant les orientations de la politique énergétique,ainsi que la loi n°2006-1537 du 7 décembre 2006 relative ausecteur de l’énergie.

L’exercice social a une durée de 12 mois qui débute le 1er janvieret s’achève le 31 décembre de chaque année.


5INFORMATIONS CONCERNANTL’EMETTEURHistoire et évolution de la Société

5.1.5 Evénements importants dans le développement des activités de la Société

Gaz de France a été créé par la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 surla nationalisation de l’électricité et du gaz sous la forme d’unEPIC administré conformément aux dispositions de cette loi,telle que modifiée, et aux autres dispositions applicables auxEPIC.

La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public del’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières,et qui porte modification de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946, aorganisé l’évolution du statut de Gaz de France en letransformant en société anonyme, à compter du 20 novembre2004.

Le 7 juillet 2005, Gaz de France a ouvert son capital par voied’introduction en bourse. La première cotation de l’action Gaz deFrance a eu lieu le 7 juillet 2005 et les négociations sur l’Eurolistd’Euronext Paris ont débuté le 8 juillet 2005. Conformément àl’article 24 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 imposant à l’Etat

de détenir au moins 70% du capital de Gaz de France, l’Etat,anciennement actionnaire unique de Gaz de France, détenait80,2% dudit capital à l’issue de cette opération.

Gaz de France a intégré l’indice CAC 40 le 1er septembre 2005 etl’indice Dow Jones Stoxx 600 le 19 septembre 2005.

L’article 24 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, telle quemodifiée par la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative ausecteur de l’énergie, impose désormais que l’Etat détienne plusdu tiers du capital de la Société. Le décret n° 2007-1784 du19 décembre 2007 a autorisé le transfert de la Société ausecteur privé.

Pour des informations plus détaillées sur l’historique de laSociété voir paragraphe 6.1.1 – “Présentation générale / Brefhistorique”.

5.2 Investissements

5.2.1 Investissements réalisés

Au regard du tableau de flux, les investissements totaux (ycompris dépenses de renouvellement) s’élèvent à 3 298 millionsd’euros en 2007 contre 3 510 millions d’euros en 2006.

D’un point de vue économique, les investissements totaux en2007 s’élèvent à 3 309 millions d’euros se décomposant de lafaçon suivante :

• les investissements hors croissance externe pour 3 034millions d’euros (investissements d’équipement pour 2 869millions d’euros et autres investissements pour 165 millionsd’euros),

• les investissements de croissance externe pour 275 millionsd’euros.

Investissements d’équipement (y compris dépenses de

renouvellement et investissements financés en crédit bail)

Les investissements d’équipement (y compris les investissementsfinancés en crédit-bail pour 11 millions d’euros) représentent2 869 millions d’euros en 2007, soit une hausse de 222 millionsd’euros par rapport à 2006.

Investissements d’équipement du Groupe en 2007 et en 2006

En millions d’euros 2007 2006


Exploration-Production 689 622

Achat-Vente d’Energie 391 382

Services 43 35


Transport-Stockage 796 629

Distribution France 724 787

Transport Distribution International 184 168

Eliminations, autres et non alloué 42 24

TOTAL GROUPE 2 869 2 647


INFORMATIONS CONCERNANTL’EMETTEURInvestissements 5

• En Exploration – Production, les investissements d’équipements’élèvent à 689 millions d’euros contre 622 millions d’euros en2006. Les investissements techniques (hors dépensesd’exploration et pré-développement) s’élèvent à 538 millionsd’euros en 2007 contre 479 millions d’euros en 2006.

La hausse des investissements est liée au développement denouveaux champs essentiellement en Norvège et aux Pays-Bas. Les investissements ont été réalisés pour 60 % enNorvège, 19 % aux Pays Bas, 9 % au Royaume Uni, 11 % enAllemagne et pour 2% dans d’autres pays.

Les dépenses d’exploration (y compris exploration constatéeen charges) atteignent 151 millions d’euros contre 143 millionsd’euros en 2006.

L’année 2007 a été marquée par huit succès sur treize puitsforés. Les découvertes ont été réalisées en Norvège (4), auxPays-Bas (2) au Royaume-Uni (1) et en Côte d’Ivoire (1).L’année 2006 avait été marquée par huit succès sur quinzepuits forés. Les découvertes avaient été réalisées auRoyaume-Uni (3), en Norvège (3), en Allemagne (1) et enMauritanie (1).

• Les investissements d’équipement du segment Achat-Vented’Energie s’élèvent à 391 millions d’euros pour 2007 contre382 millions d’euros pour 2006. Ce niveau d’investissement sur2007 s’explique principalement par les dépenses engagées autitre de la construction du méthanier GaselYs, la constructionde la centrale à cycle combiné à Fos sur Mer (Cycofos) et lamise en place de nouveaux systèmes d’information gérant les11 millions de clients de la Société notamment dans le cadrede l’ouverture des marchés du 1er juillet 2007.

• Les investissements d’équipement du segment Servicess’élèvent à 43 millions d’euros sur 2007 contre 35 millionsd’euros en 2006. Cette hausse est principalement liée audémarrage du projet du Cancéropole à Toulouse, auPartenariat Public Privé avec l’hôpital de Roanne et dans unemoindre mesure à la mise en place de SAP en Italie.

• Les investissements d’équipement du segment TransportStockage réalisés en 2007 s’élèvent à 796 millions d’euroscontre 629 millions d’euros en 2006. Cette évolution s’expliqueprincipalement par la hausse des investissements engagés surle réseau de transport, notamment en vue de la fusion deszones d’équilibrage Nord, Est, et Ouest, prévue en 2009, etcelle des investissements engagés pour le développement decapacités de stockage au Royaume – Uni.

Ventilation des investissements d’équipement du segmentTransport – Stockage

En millions d’euros 2007 2006

Transport – Stockage – TerminauxMéthaniers France 724 628

Transport – Stockage Europe 72 11

Total 796 629

• Les investissements d’équipement du segment DistributionFrance s’élèvent à 724 millions d’euros à fin 2007 contre787 millions d’euros en 2006.

Cette évolution résulte pour l’essentiel de l’achèvement duprogramme de résorption des canalisations en fonte griseconformément au calendrier prévu. A fin décembre 2007, latotalité du réseau en fonte grise répertorié a été résorbé.

Sur 2007, 39% des investissements ont été engagés dans lecadre de la sécurité industrielle (y compris résorption descanalisations en fonte grise).

Les investissements consacrés au développement, en lien avecle programme « un million de nouveaux clients chauffage »,représentent 34 % ; en 2007, 350 km d’extensions de réseauont été mis en gaz et plus de 170 200 nouveaux clientschauffage ont été gagnés par Gaz de France depuis le début duprogramme, portant le total à plus de 986 300 à fin 2007.L’objectif « un million de nouveaux clients chauffage » a étéatteint début 2008.

En 2007, 205 millions d’euros ont été investis sur lesraccordements ZDG (Zones desservies en gaz). Lesraccordements ZDG correspondent à des travaux dedéveloppement des réseaux sur les zones déjà desservies engaz (création de réseaux et branchements) et des réalisationsde nouveaux branchements sur les réseaux existants.

En 2007, 39 millions d’euros ont été investis sur lesraccordements CNG (Concessions nouvelles gaz). Lesraccordements CNG correspondent à des travaux (réalisés aucours des trois premières années d’une nouvelle distributionpublique – au-delà, cette distribution publique passe en ZDG) decréation de réseaux et de branchements nouveaux sur lescommunes nouvellement raccordées (103 nouvelles communesraccordées en 2007 contre 134 en 2006).

• Les investissements d’équipement du segment TransportDistribution International en 2007 s’élèvent à 184 millions d’euroscontre 168 millions d’euros en 2006. Ils comprennent notamment89 millions d’euros d’investissements d’équipement réalisés parDistrigaz Sud en Roumanie et 33 millions d’euros réalisés parSPP en Slovaquie.

Autres investissements

Les autres investissements s’élèvent à 165 millions d’euros en2007. Ils sont principalement liés à des prêts à la clientèle dansle cadre de financement d’installations.

Investissements de croissance externe

Les investissements de croissance externe 2007 s’élèvent à 275millions d’euros. Ces investissements concernent principalementl’acquisition des sociétés Erelia et Eoliennes de la Haute – Lys, laprise de participation de 20 % supplémentaires dans EnergieInvestimenti en Italie, l’acquisition de blocs d’exploration par GDFBritain, la prise de participation à hauteur de 59 % dans l’opérateurde stockage Depomures en Roumanie ainsi que des acquisitions deCofathec en Italie.


5INFORMATIONS CONCERNANTL’EMETTEURInvestissements

5.2.2 Investissements en cours et en projet

Pour 2008, Gaz de France formule un objectif d’investissements d’un montant de 4 milliards d’euros.

Lors de l’introduction en bourse, le Groupe a présenté un plan d’investissement 2005-2008 de 17,5 milliards d’euros. A fin 2007, comptetenu des réalisations de 2005 et de 2006, le Groupe a investi 10,2 milliards d’euros.

Pour les modalités de financement des investissements en cours, voir chapitre 10 – “Trésorerie et capitaux”.

5.2.3 Investissements significatifs que compte réaliser la Société à l’avenir et pourlesquels ses organes de direction ont déjà pris des engagements

Non applicable.


6 APERCU DES ACTIVITES

6.1 Principales activitésGaz de France conduit ses activités directement et au travers deses filiales et participations, dont certaines sont consolidéesdans les comptes du Groupe par intégration globale et d’autrespar intégration proportionnelle ou mise en équivalence. Saufindication contraire, les chiffres présentés dans ce chapitre,notamment sur le nombre de clients du Groupe et ses ventes degaz naturel, incluent la quote-part de Gaz de France dans lessociétés consolidées par intégration proportionnelle.

Sauf indication contraire, la source pour les données de marchéet pour les données rapportées au marché qui figurent dans leprésent document de référence correspond à une estimation deGaz de France sur la base des informations, notamment entermes de chiffres d’affaires et de capacités, publiées par sesconcurrents et par les analystes.

Un tableau des unités de mesure de gaz naturel et des autresproduits énergétiques se trouve en Annexe A au présentdocument. Un glossaire des termes techniques figure en AnnexeB au présent document.

6.1.1 Présentation générale

Gaz de France est un acteur majeur du marché du gaz naturel. Ilbénéficie d’une position de premier fournisseur de gaz naturelen France. Il se situe également parmi les premiersfournisseurs de gaz naturel en Europe, position qu’il a construiteà partir d’un portefeuille diversifié d’approvisionnements.

Gaz de France opère également le plus long réseau européen detransport à haute pression ainsi que le plus long réseaueuropéen de distribution. En 2007, le Groupe a vendu 730

terawattheures (“TWh”) de gaz naturel et a réalisé un chiffred’affaires consolidé de 27 427 millions d’euros (près de 41% duchiffre d’affaires du Groupe est réalisé à l’international), unexcédent brut opérationnel de 5 666 millions d’euros et unbénéfice net, part du groupe, de 2 472 millions d’euros. LeGroupe a accès à un portefeuille d’environ 11 millions de clientsen France et d’environ 3,7 millions de clients (quote-part Gaz deFrance) à l’étranger, principalement en Europe

Les activités du Groupe s’organisent de manière complémentaire autour de deux Pôles et de six Segments.

Gaz de France

Pôle Fourniture d’Energie et de Services Pôle Infrastructures Autres*

SegmentExploration-Production

SegmentAchat-Vente

d’EnergieSegmentServices

SegmentTransport-Stockage

SegmentDistribution

SegmentTransport-

DistributionInternational

SegmentAutres

* Cette partie intègre notamment les holdings financières et les éliminations de consolidation.


6.1. PRINCIPALES ACTIVITÉS P.276.1.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE p.276.1.2 STRATÉGIE p.406.1.3 DESCRIPTION DES ACTIVITÉS p.426.1.4 ENVIRONNEMENT LÉGISLATIF ET

RÉGLEMENTAIRE EN FRANCE p.866.1.5 DÉVELOPPEMENT DURABLE /

ENVIRONNEMENT p.946.1.6 NOUVEAUX PRODUITS OU ACTIVITÉS p.101

6.2 PRINCIPAUX MARCHÉS P.1026.2.1 PRÉSENTATION p.1026.2.2 VENTILATION DES RÉSULTATS p.102

6.3 EVÉNEMENTS EXCEPTIONNELS P.102

6.4 DEGRÉ DE DÉPENDANCE P.102

6.5 ELÉMENTS RELATIFS À LA POSITIONCONCURRENTIELLE P.103

6.5.1 EXPLORATION-PRODUCTION p.1036.5.2 ACHAT-VENTE D’ENERGIE p.1036.5.3 SERVICES p.1046.5.4 TRANSPORT-STOCKAGE p.1046.5.5 DISTRIBUTION p.1046.5.6 TRANSPORT DISTRIBUTION INTERNATIONAL p.105

6 APERCU DES ACTIVITESPrincipales activités

Ces segments ont été réorganisés en six Branches courant2007.

Les activités du segment Exploration-Production ont rejoint laBranche Global Gaz GNL à l’exception des activités de stockageen Allemagne qui sont en cours de transfert en 2008 à laBranche Infrastructures.

Le segment Achat-Vente d’Energie a été scindé en deux : lesactivités de Négoce (Approvisionnement, Ventes grandscomptes, GNL et Gaselys) ont rejoint la Branche Global Gaz GNLà l’exception de l’activité de commercialisation d’énergie de lafiliale GDF-ESS en Grande-Bretagne qui a rejoint la BrancheTransport-Distribution International, tandis que les activités deproduction d’électricité de la Direction Electricité et les activitésde vente de gaz et d’électricité de la Direction Commerciale ontété regroupées au sein de la Branche Energie France.

Les activités de la filiale Savelys du segment Services et lesactivités ingénierie de la filiale Projis ont été rattachées à laBranche Energie France, les autres activités du segmentServices constituant la Branche Services.

La Branche Infrastructures regroupe les activités des segmentsDistribution France et Transport Stockage France qui s’appelledésormais Transport Stockage puisqu’y ont été rajoutées lesactivités de transport en Allemagne, en Belgique et en Autricheprovenant du segment Transport Distribution International, lesactivités de stockage en Allemagne, provenant du segmentExploration-Production et le projet de stockage de Stublach enGrande-Bretagne, provenant du segment Transport DistributionInternational.

La Branche International regroupe les activités du segmentTransport Distribution International à l’exception des activités detransport en Allemagne, en Autriche et en Belgique quirejoignent la Branche Infrastructures. La Branche Internationalintègre en plus les activités de commercialisation de la filialeGDF-ESS en Grande-Bretagne en provenance du segmentAchat-Vente d’Energie.

La Branche Autres regroupe les activités des segments Autreset Non Alloués.

Les ventes de gaz naturel effectuées par les segments du Groupe ont été les suivantes :

Ventes de gaz consolidées par les segments du Groupe * (en TWh) 2005 2006 2007

Achat Vente d’Energie 645 636 609

Transport Distribution International 110 129 131

Exploration Production 42 53 56

Eliminations des ventes inter-segments et autres (48) (56) (66)

TOTAL GROUPE 749 762 730

* y compris la quote-part du Groupe des ventes d’énergie par les sociétés consolidées par intégration proportionnelle

6.1.1.1 Historique

6.1.1.1.1 Création

Gaz de France a été créé par la loi de nationalisation del’industrie du gaz n° 46-628 du 8 avril 1946 sous forme d’EPIC.Cet établissement avait initialement pour mission de gérerl’ensemble des sociétés de l’industrie du gaz ainsi nationalisées.

Au lendemain de la seconde guerre mondiale, la nationalisationde l’industrie du gaz était en effet apparue comme une nécessitédans un contexte où bon nombre d’installations étaientobsolètes ou endommagées et pâtissaient d’une grandedispersion territoriale. Le gaz commercialisé à l’époque étaitessentiellement du gaz manufacturé, produit localement dansdes usines situées à proximité des zones de consommation,induisant une absence complète d’artère de transport sur delongues distances.

6.1.1.1.2 Diversification des sourcesd’approvisionnement

Une véritable mutation s’est opérée avec la découverte en 1951du gisement de Lacq et la mise sur le marché en 1957 du gaz enprovenant.

Cette introduction du gaz naturel dans le paysage énergétiquefrançais a entraîné l’abandon progressif par Gaz de France dumétier de producteur-distributeur de gaz manufacturé au profitde celui de négociant, transporteur et distributeur de gaznaturel. Elle a également nécessité la mise en œuvre, encomplément de la production gazière nationale, d’une politiqued’approvisionnements à l’étranger afin de satisfaire unedemande toujours croissante. Ainsi, Gaz de France a conclu en1964 un premier contrat d’achat de GNL avec l’Algérie. Dès lors,le Groupe s’est engagé dans une politique d’approvisionnementsgéographiquement diversifiés en contractant avec desproducteurs aux Pays-Bas, en Russie, en Norvège, au Nigeria,en Libye et en Egypte.

Cette politique de diversification des achats de gaz estcomplétée depuis 1994 par l’entrée du Groupe dans le secteurde l’exploration-production dans le but de maîtriser directementune partie de ses approvisionnements et de diversifier sonexposition aux risques de marché, en particulier au risque deprix.

Avec l’ouverture des marchés de l’énergie en Europe, Gaz deFrance s’est lancé dans une nouvelle activité afin d’assurer saposition d’énergéticien : la production et commercialisationd’électricité. Ceci s’est, en particulier, concrétisé par la mise enservice de la première centrale cycle combiné au gaz enFrance : DK6, et le lancement de nouveaux projets de cycles


APERCU DES ACTIVITESPrincipales activités 6

combinés depuis 2006. Par ailleurs en 2006, Gaz de France apris une participation de 49% dans Maïa Eolis et a poursuivi sondéveloppement dans l’éolien depuis avec l’acquisition, en 2007,des sociétés Erelia et Eoliennes de la Haute-Lys et en 2008 de lasociété Nass & Wind Technologie. La Société a regroupé lesfiliales et participations du Groupe dans le domaine de laproduction d’électricité à partir d’énergie éolienne dans la filialeau nom de « GDF Futures Energies ».

Gaz de France assure son approvisionnement en électricité viades actifs propres, des contrats de fourniture et des achats surles marchés organisés.

6.1.1.1.3 Développement des infrastructures detransport et de stockage

Avec l’introduction du gaz naturel sur le territoire français, Gazde France a été progressivement conduit à développer un réseauinterconnecté de transport ainsi que des infrastructures deréception de GNL.

Ce réseau de transport était exploité par Gaz de France surl’ensemble du territoire français, dont une partie dans lesud-ouest en partenariat avec le groupe Total au travers dedifférents contrats et de structures communes. Il a été mis fin àce partenariat le 1er janvier 2005. Désormais, la filiale GRTgaz deGaz de France, exploite le réseau de transport dont elle estseule propriétaire, Total assurant seul, via sa filiale TIGF, lagestion du réseau de transport dans le sud-ouest de la France.

Pour accompagner sa stratégie de diversification desapprovisionnements, Gaz de France a également participé à degrands projets de gazoducs de transit permettant le transport degaz naturel vers l’Europe occidentale (notamment MEGAL enAllemagne et SEGEO en Belgique) ainsi qu’au développement dechaînes de GNL, avec en particulier l’implantation des terminauxde regazéification de Fos-Tonkin et de Montoir-de-Bretagne, etégalement de Dahej en Inde. Gaz de France continue à investirdans des infrastructures importantes en partenariat avec sesfournisseurs : il développe actuellement le terminal deregazéification de Fos-Cavaou et détient une participationminoritaire dans une usine de liquéfaction en Egypte ainsi quedans la société Medgaz qui développe le gazoduc Medgaz reliantl’Algérie à l’Espagne.

Par ailleurs, afin d’assurer la continuité des livraisons et de faireface notamment à la saisonnalité de la demande, Gaz de Francea développé des capacités de stockage de gaz naturel, cesdernières atteignant en France plus de 9 milliards de mètrescubes utiles au 31 décembre 2007.

6.1.1.1.4 Développement du réseau de distributionen France

En France, le développement des infrastructures de transport aété accompagné par la construction d’un réseau de distributionassurant l’acheminement du gaz naturel jusqu’aux clientsfinaux. En 1960, le réseau de distribution de Gaz de Francedesservait près de 350 communes françaises avec 5,8 millionsde clients raccordés. Il dessert aujourd’hui 9 202 communesfrançaises avec environ 11,1 millions de points de livraisoncontractuels raccordés sur le réseau de distribution.

Dès ses premières années d’existence, Gaz de France a mis enplace avec EDF des directions communes, notamment pour lagestion des réseaux de distribution de gaz et d’électricité et pourla prise en charge du service clientèle. Ces relations ont étérévisées le 1er juillet 2004, les deux opérateurs restant associésdans une direction commune (EDF Gaz de France Distribution ouEGD) qui assure des services techniques pour leur réseaurespectif de distribution.

Les dispositions de la directive européenne 2003/55 transposéeen droit français par la loi n°2006-1537 du 7 décembre 2006,imposent la séparation juridique des réseaux de distributiond’électricité et de gaz. En vertu de ces dispositions, Gaz deFrance a filialisé en 2007 les activités de distribution de gaznaturel en France au sein de la société « Gaz réseau DistributionFrance » soit GrDF. Cette séparation juridique s’accompagne dumaintien d’un « service commun » aux deux sociétésgestionnaires du réseau de distribution (GrDF en matière de gaz,d’une part, et ERDF, filiale d’EDF pour l’électricité, d’autre part).Ce service commun n’est pas doté de la personnalité morale.

6.1.1.1.5 Développement international

Très tôt Gaz de France a eu pour volonté de valoriser ses savoir-faire à l’international et de développer la coopération avec sesfournisseurs de gaz. Au début des années 90, ce positionnementà l’international s’est intensifié car il est apparu commeindissociable du développement global du Groupe dans uncontexte de marchés en voie d’ouverture. Le Groupe a ainsi prisdes positions importantes, essentiellement dans des activités dedistribution et de commercialisation de gaz dans des pays telsque l’Allemagne, l’Italie, le Royaume-Uni et la Belgique.

Les évolutions politiques en Europe de l’Est, les privatisations etl’ouverture des marchés qui s’en sont suivies lui ont égalementpermis de prendre position dans cette région.

Par ailleurs, c’est également à partir des années 90, que Gaz deFrance a décidé de s’impliquer dans l’exploration-production,initiant ainsi un nouveau stade de développement àl’international. En 2007, Gaz de France a conclu l’acquisitiond’une participation de 45 % dans la licence d’Alam El ShawishWest en Egypte, dont l’opérateur est Vegas Oil &Gas.

Le Groupe s’est, depuis la fin des années 90, introduit dans ledomaine des Services en Europe, notamment en Italie.Conformément à l’accord signé en décembre 2007, CofathecServizi, filiale de Gaz de France, a acquis en avril 2008 auprèsd’Edison 6 centrales de cogénération en Italie (370 MW decapacité de production électrique) devenant ainsi un des dixpremiers producteurs d’énergie électrique en Italie.

L’activité du Groupe à l’international comprend égalementaujourd’hui la production et la fourniture d’électricité. Le Groupedétient des participations dans la société SPE en Belgiqueacquises en 2005 (2éme producteur belge avec environ 1 600 MWde capacité de production électrique en propre), dans la centralede Shotton (210 MW de capacité de production électrique) auRoyaume-Uni, dans la centrale de AES Energia Cartagena(1 200 MW de capacité de production électrique) en Espagne.

L’activité du Groupe a connu en 2007 un développementsignificatif dans le métier stockage avec l’acquisition de 65 % dustockage d’Amgas (50 millions de m3 de volume utile consolidés



à 100%) en Roumanie, l’acquisition de 59% dans le stockage deDepomures (300 millions de m3 de volume utile consolidés à100%) également en Roumanie, et le lancement d’un projet dedéveloppement de stockage de gaz naturel en cavités salines àStublach, dans le Nord-Ouest de l’Angleterre, dont la capacitétotale pourra atteindre 400 millions de mètres cubes aprèslessivage des cavités.

En 2007, Gaz de France a augmenté sa participation dansEnergie Investimenti auprès de Camfin lui permettant deprendre le contrôle de cette filiale de commercialisationd’énergie en Italie.

6.1.1.2 Activités

6.1.1.2.1 Pôle Fourniture d’Energie et de Services

Fournisseur de référence de gaz naturel en France, Gaz deFrance se développe sur d’autres marchés avec l’ambition d’êtreun commercialisateur de référence en Europe. Lescomposantes de ce pôle d’activités sont les suivantes.

6.1.1.2.1.1 Exploration-Production

Afin de maîtriser directement une partie de sonapprovisionnement, de bénéficier d’une plus grande part de lavaleur ajoutée de la chaîne gazière et de réduire son expositionau prix des produits pétroliers auxquels le prix du gaz estsouvent lié, le Groupe dispose de réserves propres,principalement en Mer du Nord, en Allemagne et en Afrique duNord, dont certaines proviennent de gisements qu’il opère pourson compte et celui de partenaires.

Le Groupe détenait, au 31 décembre 2007, des réservesprouvées et probables de 667 millions de barils équivalentpétrole (“Mbep”), dont 74% de gaz naturel et 26%d’hydrocarbures liquides. Sa production annuelle de gaz naturelet d’hydrocarbures liquides a atteint 42,4 Mbep en 2007.

Le Groupe dispose également d’un portefeuille de licencesd’exploration, qui s’est élargi en 2007 notamment par desacquisitions en Egypte, en Grande-Bretagne et en Allemagne.

6.1.1.2.1.2 Production d’électricité

Pour répondre à l’attente de ses clients, Gaz de Francecommercialise de l’électricité. Pour les mêmes raisons que pourle gaz, le Groupe est également devenu producteur d’électricitéen Europe. Il possède actuellement les centrales de Shotton auRoyaume-Uni, DK6 en France et des participations dans SPE enBelgique et AES Cartagena en Espagne, ainsi que des capacitéséoliennes à hauteur d’environ 120 MW de capacité de productionélectrique en France au 31 décembre 2007.

6.1.1.2.1.3 Achat-Vente d’Energie

Le Groupe est l’un des premiers fournisseurs de gaz naturel enEurope, l’un des plus grands acheteurs mondiaux de gaz naturelet l’un des premiers importateurs de GNL en Europe. En 2007,609 TWh ont été vendus par le segment Achat Vente

d’Energie : 402 TWh l’ont été en France, 128 TWh en Europe et79 TWh sur les marchés de court terme. Le segment Achat-Vente d’Energie comptait à fin 2007 environ 10,5 millions declients particuliers, plus de 579 000 sites-clients affaires(principalement professionnels, PME-PMI, résidencescollectives, certains clients tertiaires privés et publics etcollectivités territoriales), plus de 300 grands clients industrielset commerciaux répartis sur plus de 1 000 sites, dont 169 clients(521 sites) en Europe (hors France).

En France, Gaz de France détenait un monopole de la fournitureà ses clients particuliers (représentant environ 95% du marchédes clients particuliers, les 5% restants étant approvisionnés parles distributeurs non nationalisés en 1946 et les nouveauxdistributeurs agréés) jusqu’au 1er juillet 2007. Depuis cette date,tous les clients de Gaz de France ont la faculté de choisir leurfournisseur d’énergie en application des directives européennessur l’ouverture du marché du gaz naturel.

Pour faire face à l’ouverture du marché français, le Groupe aentrepris une démarche destinée à fidéliser sa clientèle, avec lapromotion de ses marques et de nouvelles offres. Gaz de Francepropose ainsi à ses plus grands clients des solutionsd’ingénierie financière et des services de gestion d’énergie. Enoutre, il développe une offre duale gaz-électricité.

Par ailleurs, le Groupe s’est engagé depuis plusieurs annéesdans une politique de développement en Europe en s’appuyantsur son savoir-faire pour tirer profit de l’ouverture du marchéeuropéen. Il vend du gaz aux clients industriels, notamment auRoyaume-Uni, en Belgique, aux Pays-Bas, en Italie, en Espagne,en Allemagne et en Hongrie, et détient des participations dansdes sociétés disposant d’un accès au marché en Allemagne,Slovaquie, Italie, Hongrie, Roumanie et en Belgique. A ce jour, lacroissance du Groupe en Europe a largement compensé, envolume, l’impact de l’ouverture du marché français sur sesventes.

Gaz de France organise ses approvisionnements en s’appuyantprincipalement sur un portefeuille diversifié de contrats à longterme avec des producteurs situés en Norvège, en Algérie, enRussie, aux Pays-Bas, au Royaume-Uni, au Nigeria, et plusrécemment en Libye et en Egypte. Dans ce cadre, le 4 décembre2007, Gaz de France a renouvelé ses contratsd’approvisionnement en GNL algérien jusqu’en 2019. Gaz deFrance complète ses approvisionnements par une productionpour compte propre dans le cadre de son activité Exploration-Production et par des transactions sur les marchés de courtterme. Grâce à ses activités d’approvisionnement, Gaz de Franceest un acteur européen de premier plan dans l’achat du gaznaturel et dans l’importation de GNL. Le Groupe dispose d’uneflotte de 12 méthaniers au 31 décembre 2007.

6.1.1.2.1.4 Services

Le segment Services participe à l’intégration aval(enrichissement de l’offre aux clients consommateurs d’énergie)et amont (production d’électricité) du groupe Gaz de France.Cette stratégie d’accompagnement a déterminé le périmètre del’activité Services tant en termes de prestations qued’implantations.



A l’aval de la chaîne, la synergie des activités de Services avecles commercialisateurs d’énergie se caractérise par :

• La garantie d’un débouché pour la vente d’énergie et par lafidélisation des clients grâce à des contrats de services de longterme :

– les contrats intégrant le « P1 » (gestion de l’énergie) deschaufferies classiques (1,5 TWh) ont des durées variant entre5 et 8 ans ;

– les contrats de cogénérations (turbines et moteurs) ont desdurées de 12 ans ;

– les contrats de réseaux de chaleur de Cofathec Services etCofathec Coriance (1,5 TWh) ont des durées pouvant allerjusqu’à 20 ans.

• La possibilité d’orchestrer pour le compte du groupe Gaz deFrance des offres globales combinant la fourniture d’énergieet de services et rassemblant les compétences de plusieursentités du Groupe (exemple : l’offre de Gaz de France pour lecancéropole de Toulouse a rassemblé les compétences de laDirection du Développement Durable, de la Direction de laRecherche, de la Direction Commerciale et de Services). Cesoffres combinées de services et de vente d’énergie sont unélément essentiel dans la conquête de nouveaux clients.

• Le renforcement de la position de partenaire industriel aveccertains grands clients : les activités de services sont une partintégrante de l’offre Gaz de France Energy qui regroupe lavente d’énergie, les services financiers et la fourniture deservices.

A l’amont de la chaîne, la réalisation de projets de productiond’électricité contribue à la stratégie électricité du groupe. Anoter que, depuis 2007, ces actifs sont consolidés dans lepérimètre de la Branche Energie France. L’Assistance à Maîtrised’Ouvrage restée dans le périmètre du segment Services est,pour sa part, transférée à la Branche Energie France depuis le1er janvier 2008.

6.1.1.2.2 Pôle Infrastructures

Le pôle Infrastructures regroupe un ensemble d’actifsindustriels contribuant de façon significative à la valeurfinancière du Groupe. L’expérience du Groupe en matière degestion d’infrastructures gazières représente en outre unvecteur de développement de sa stratégie en Europe.

A l’occasion de la réorganisation du Groupe conduite en 2007,l’activité de stockage en Grande-Bretagne (projet Stublach) et enAllemagne (Peckensen) a été transférée à ce pôle auquel ont étéégalement rattachées les activités de transport en Allemagneportées par les filiales GDF-DT et Mégal, en Belgique portéespar la filiale SEGEO et en Autriche portées par la filiale BOG.

6.1.1.2.2.1 Transport-Stockage

Gaz de France bénéficie en France d’une position privilégiée aucœur des échanges européens et possède le plus long réseau detransport européen de gaz naturel à haute pression, pour

acheminer le gaz tant pour le compte de tiers que pour sonpropre compte. Au 31 décembre 2007, son réseau en Francecomprenait 31 717 kilomètres de gazoducs, dont 6 786kilomètres de réseau principal complétés par 24 931 kilomètresde réseaux régionaux. Gaz de France dispose de participationsdans trois réseaux de transport situés en Allemagne (MEGAL1077 km), en Belgique (SEGEO 160 km) et en Autriche (BOG 250km) totalisant une longueur cumulée (donnée à 100 %) de prèsde 1 500 km et une longueur contributive de 474 km.

Le Groupe dispose par ailleurs, au travers de ses deuxterminaux méthaniers, de la deuxième capacité de réception deGNL en Europe, avec en particulier une capacité deregazéification d’environ 17 milliards de mètres cubes par an au31 décembre 2007.

De plus, ses capacités de stockage en France (12 sites destockage souterrain dont 11 détenus en pleine propriété, offrantune capacité utile de stockage de plus de 9 milliards de mètrescubes au 31 décembre 2007) figurent parmi les plus importantesen Europe. Les actifs de stockage en Allemagne conduisent àune capacité utile supplémentaire de 60 millions de mètrescubes au 31 décembre 2007.

6.1.1.2.2.2 Distribution

Au 31 décembre 2007, les réseaux de distribution français deGrDF, filiale de Gaz de France, constituaient le premier réseaude distribution de gaz naturel en Europe de l’Ouest par salongueur, avec 185 839 kilomètres et 9 202 communesraccordées dans lesquelles résident 77,4% de la populationfrançaise.

GrDF exploite son réseau sous un régime de concessions à longterme qui sont pour la quasi-totalité obligatoirementrenouvelées à l’échéance, conformément à la loi n° 46-628 du8 avril 1946.

Un service commun avec le gestionnaire du réseau dedistribution d’électricité issu d’EDF (« eRDF ») exerce, pour lecompte des deux filiales GrDF et eRDF, les activités deconstruction, de maîtrise d’œuvre des travaux, d’exploitation etde maintenance des réseaux de distribution d’électricité et degaz, des opérations de comptage et de dépannage. Il assure enoutre les relations de proximité avec les départements et lescommunes.

6.1.1.2.2.3 Transport-Distribution International

Le Groupe dispose d’un portefeuille de participations dansplusieurs sociétés exploitant des gazoducs situés sur les routesd’approvisionnement en gaz naturel de l’Europe de l’Ouest(2 268 km de réseau de transport au 31 décembre 2007, donnéesà 100 %), dans des sociétés exploitant des systèmes dedistribution (96 886 km de réseaux de distribution au31 décembre 2007, données à 100 %) et de stockage dans despays tels que l’Allemagne, la Slovaquie et la Roumanie, et dansdes sociétés de commercialisation auprès de 3,7 millions declients dans le monde, auxquels elles ont vendu 131 TWh de gaznaturel en 2007.

Gaz de France disposait en 2007 en outre en Belgique via safiliale SPE d’une capacité de production électrique de l’ordre de400 MWe et a commercialisé dans ce pays 4,8 TWh d’électricité.



6.1.1.3 Un nouveau contexte réglementaire etjuridique

Les directives européennes et leur transposition en droitsnationaux amènent le Groupe à réaliser ses activités dans uncontexte en évolution caractérisé comme suit.

Depuis août 2000, les grands consommateurs de gaz naturel onteu la faculté de s’adresser au fournisseur de leur choix sur leterritoire de l’Union européenne pour leur approvisionnement.Cette faculté a été transposée en France par la loi du3 janvier 2003. Afin que ces clients puissent exercer leur droit et,s’agissant d’une disposition de la directive d’application directe,Gaz de France a mis en œuvre dès août 2000 un tarif d’accès àson réseau.

Depuis le 1er juillet 2004, cette faculté de choix du fournisseur aété étendue à l’ensemble des clients, en dehors des clientsrésidentiels, ce qui correspond en France à une ouvertured’environ 70% du marché du gaz naturel.

Depuis le 1er juillet 2007, la faculté de choix s’applique àl’ensemble des consommateurs, y compris les clientsrésidentiels.

En France, il a par ailleurs été institué le 3 janvier 2003 un droitd’accès régulé des tiers aux réseaux de transport, dedistribution et aux installations de regazéification du GNL, quidoit s’exercer de manière transparente et non discriminatoire.L’accès à ces infrastructures s’effectue sur la base de tarifsrégulés intégrant pour les activités correspondantes de Gaz deFrance des taux de rémunération des actifs variant en fonctionde la nature de l’infrastructure exploitée.

La loi du 9 août 2004 a institué un droit d’accès des tiers auxinstallations de stockage en France, à des conditionsnégociées1 de manière transparente et non discriminatoire. Gazde France a mis en œuvre cette directive dès avril 2004. Undécret du 21 août 2006 a précisé les règles de détermination,d’attribution, de répartition et d’allocation des capacités destockage.

En janvier 2003, les compétences de la CRE (à l’époquedénommée Commission de régulation de l’électricité), autoritéadministrative indépendante créée en 2000 pour la régulation dusecteur de l’électricité en France, ont été étendues à larégulation de l’activité gazière. La CRE est notamment chargéede proposer aux ministres chargés de l’économie et de l’énergieles tarifs d’accès aux réseaux de transport et de distribution etaux infrastructures GNL et de formuler un avis sur les tarifsréglementés de vente de gaz. La loi du 7 décembre 2006 relativeau secteur de l’énergie lui confère un pouvoir d’approbation desprogrammes d’investissements des transporteurs de gaznaturel. Cette loi institue également au sein de la CRE un comitéde règlement des différends et des sanctions et confère à la CREen matière de gaz un pouvoir réglementaire analogue à celuiqu’elle détenait déjà en électricité.

La gestion des réseaux de distribution et de transport estconfiée respectivement à la filiale exclusive de Gaz de FranceGrDF, depuis le 31 décembre 2007, et à la filiale exclusive de Gaz

de France GRTgaz, depuis début 2005. La gestion des deuxréseaux est indépendante des activités de production et defourniture de Gaz de France. Ainsi, les décisionsd’investissement des filiales sont du ressort des DirecteursGénéraux de ces filiales. Le groupe Gaz de France conservenéanmoins un droit de supervision économique, tel quel’approbation du plan financier annuel du gestionnaire concerné.

L’ouverture du marché concerne tous les pays de l’Unioneuropéenne, ce qui permet à Gaz de France d’accéder à denouveaux clients et de développer ses activités à l’échelleeuropéenne.

Conformément aux dispositions relatives aux obligations deservice public dans le secteur du gaz, Gaz de France a étédésigné par arrêté du 16 mai 2006 fournisseur de dernierrecours en gaz aux clients non domestiques assurant unemission d’intérêt général, pour une période de deux ans surl’ensemble du territoire national (à l’exception des zones dedesserte des sociétés Gaz de Strasbourg, Gaz de Bordeaux etVialis).

6.1.1.4 Le secteur du gaz naturel en France etdans le monde

6.1.1.4.1 La chaîne gazière

Le concept de chaîne gazière exprime l’ensemble des étapesdepuis la recherche de gisements jusqu’à la livraison du gaznaturel au consommateur final.

La phase de prospection, qui en constitue l’amont, consisteessentiellement à rechercher des structures géologiquesfavorables au développement de gisements de gaz naturel.L’existence d’un gisement sera ensuite vérifiée au moyen deforages qui permettront d’en délimiter les réserves (délinéation)et de déterminer si celles-ci sont commercialementexploitables, auquel cas le gisement sera développé et mis enproduction.

Depuis les différents sites de production, le gaz naturel esttransporté soit sous forme gazeuse dans des gazoducs, soitsous forme liquide (GNL – Gaz Naturel Liquéfié) dans desnavires méthaniers dont les cargaisons sont déchargées dansdes terminaux méthaniers qui procèdent à sa regazéification.Une partie du gaz naturel est ensuite stockée dans desstructures souterraines (aquifères ou cavités salines) afind’adapter les approvisionnements reçus de façon régulière toutau long de l’année à une demande qui varie fortement selon lasaison. Le gaz naturel est acheminé via des réseaux detransport (gazoducs) sur de longues distances, à haute oumoyenne pression.

Certains grands clients industriels et professionnels sontalimentés directement à partir du réseau de transport. Auniveau communal, le gaz est livré aux consommateurs enempruntant les réseaux de distribution (basse pression) qui sontrattachés au réseau de transport en différents points deconnexion.

(1) Le tarif est élaboré par Gaz de France, publié et appliqué à tout client dans les mêmes conditions.



6.1.1.4.2 La demande de gaz naturel en France etdans le monde

6.1.1.4.2.1 Demande internationale

Les marchés du gaz naturel sont en croissance régulière depuis1973. De 1973 à 2006, ces marchés ont connu une croissancemoyenne de 2,7 % par an(2). En 2006, la consommation de gaznaturel dans le monde s’élevait à 2 936 milliards de mètrescubes.

La part du gaz naturel dans la consommation globale d’énergiedans le monde est en constante augmentation. L’AIE(3) prévoit,dans son scénario de référence, qu’elle passera de 21% en 2005à 22% en 2030, soit un taux de croissance annuel d’environ 2%alors que la demande d’énergie primaire ne devrait augmenterque de 1,8% par an. Cette croissance devrait être portéeprincipalement par l’Afrique, l’Amérique Latine et l’Asie, avecdes taux annuels supérieurs à 2,5%. Les marchés européens etnord-américains membres de l’OCDE resteront cependant lesplus gros marchés sur la période (représentant 37 % de laconsommation mondiale en 2030).

Graphique – Evolution et prévision de la consommation énergétique primaire dans le monde

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20004000

60008000

10000

1200014000

1600018000

20000

1990 2005 2015 2030

Mtep

Pétrole Charbon Gaz naturelNucléaire Hydro-électricité Biomasse et déchetsAutres renouvelables

Source : World Energy Outlook 2007 de l’AIE

Selon l’AIE, le secteur de la production d’électricité et desréseaux de chaleur devrait compter pour plus de la moitié dansl’augmentation de la demande mondiale de gaz naturel (+ 2,6%par an de 2005 à 2030), passant de 39% en 2005 à 44% de lademande en 2030. Selon ce même organisme, dans denombreuses régions du monde, le gaz naturel est préféré aux

autres combustibles, en particulier pour la productiond’électricité, du fait de la compétitivité de son prix, de sesavantages environnementaux et du relativement faible coûtd’investissement d’un cycle combiné au gaz comparé aux autresmoyens de production centralisée d’électricité.

(2) D’après les données in « Natural Gas Information 2007 » de l’AIE.(3) D’après les données in « World Energy Outlook 2007 » de l’AIE.



Graphique – Evolution et prévision de la demande de gaz naturel par secteur dans le monde

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1000

2000

3000

4000

5000

6000

1990 2005 2015 2030

Gm3

Production d'électricité Autres transformations, usage interneIndustrie Résidentiel, tertiaire et agricultureTransport


6.1.1.4.2.2 Demande européenne

Selon l’AIE, en Europe (UE 27) en 2005, la consommation de gaznaturel était de 538 milliards de mètres cubes. La part du gaznaturel dans la consommation primaire d’énergie devraitévoluer de 24% en 2005 à 30% en 2030 avec un taux de

croissance annuel de 1,3%, par an sur la période, selon lescénario de référence. L’AIE, dans un scénario alternatif,envisage une part du gaz naturel dans la consommationd’énergie primaire de 29% en 2030 (baisse de la croissance dugaz naturel au profit du nucléaire et des énergiesrenouvelables).

Graphique – Evolution et prévision de la consommation d’énergie primaire en Europe (UE 27)

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500

1000

1500

2000

2500

1990 2005 2015 2030

Mtep

Pétrole Charbon Gaz naturelNucléaire Hydro-électricité Biomasse et déchetsAutres renouvelables




La croissance de la demande de gaz naturel pour le secteur de laproduction d’électricité est, comme au niveau mondial, soutenue.La production d’électricité représente en 2005, 30% de laconsommation primaire de gaz naturel et devrait passer en 2030à 39 %. La croissance annuelle de la production d’électricité àpartir de gaz naturel sur cette période sera, comme au niveaumondial, de l’ordre de 2,5 %.

Cette croissance devrait être notamment soutenue en Europepar l’application de la directive européenne sur les émissions degaz à effet de serre, qui met à la charge des entreprises le coûtdes émissions de dioxyde de carbone (CO2), visant à favoriserl’utilisation des énergies les moins émettrices de CO2. Toujoursselon l’AIE, la demande finale de gaz naturel en Europe devraitégalement augmenter entre 2005 et 2030, avec une croissanceplus modeste, de 0,8 % par an.

6.1.1.4.2.3 Demande en France

Selon l’Observatoire de l’Energie du Ministère de l’économie, del’industrie et de l’emploi, en 2006, le gaz naturel représentait14,6% du bilan énergétique primaire national, soit uneconsommation de 40,3 Mtep (équivalent à 48,8 milliards demètres cubes)4.

Bien qu’ayant connu une progression plus importante que lesautres énergies, la part du gaz naturel dans la consommationd’énergie en France reste inférieure à la moyenne de celle despays de l’Union Européenne (UE 27 : 24,5% en 2006 selonEurogas – rapport annuel 2006-2007). La France a en effetaccordé une large place au nucléaire ces trois dernièresdécennies et actuellement seuls un cycle combiné d’environ 800MWe (unité construite par Gaz de France à Dunkerque enpartenariat avec Arcelor) et environ 4 700 MWe de cogénérationsproduisent de l’électricité à partir de gaz naturel.

Graphique – Evolution et prévision de la consommation d’énergie primaire en France

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50

100

150

200

250

300

350

1990 2005 2015 2030

Mtep

Pétrole Charbon Gaz naturel Nucléaire-renouvelables Déchets et biomasse

Source: Global Insight 2007

Le secteur résidentiel – tertiaire est le plus gros consommateurde gaz en France (48% de la consommation en 2006). Dans cesecteur, le gaz étant majoritairement utilisé pour le chauffagedes habitations, la demande est fortement saisonnalisée.

Ainsi, le jour de plus forte consommation en 2007 (le 19décembre), la demande représentait-elle 2,3 fois laconsommation journalière moyenne de l’année (source GRTgaz).

(4) Sur la base du taux de conversion du WEO 2007 de l’AIE



Graphique : Evolution et prévision de la demande de gaz naturel par secteur en France

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10

20

30

40

50

60

2000 2005 2015 2030

Gm3

Résidentiel-tertiaire Industrie

Matières premières Production d'électricité et chaleur

Source: Global Insight 2007

Global Insight prévoit une augmentation de la consommationtotale de gaz naturel en France de 42,7 Gm3 en 2006 à 53,7 Gm3

en 2030, soit une hausse annuelle moyenne de 1%.

La croissance de la consommation sera principalement tirée parle développement de la production d’électricité à partir de gaznaturel, en croissance de plus de 3% par an sur la période.



6.1.1.4.3 L’approvisionnement des marchés français et européen en gaz naturel

L’approvisionnement des marchés européens est synthétisé dans le tableau suivant.

Tableau – Consommation, production, exportations et importations de gaz naturel des pays de l’Europe des 25 en 2006 en Gm3

Consommation Production Exports Imports

Autriche 9,2 1,8 1,3 8,7

Belgique 18,2 4,5 22,7

République Tchèque 9,6 0,1 9,5

Danemark 5,4 10,4 5,1 0,1

Estonie 1,0 1,0

Finlande 4,5 4,5

France 49,8 1,2 1,0 49,6

Allemagne 92,6 16,5 14,7 90,8

Grèce 2,9 0,0 2,9

Hongrie 13,6 2,6 11,0

Irlande 4,6 1,2 3,4

Italie 87,9 10,9 0,4 77,4

Lettonie 1,7 1,7

Lituanie 2,9 2,9

Luxembourg 1,5 1,5

Pays-Bas 40,6 70,7 48,6 18,5

Pologne 14,9 4,3 10,6

Portugal 4,1 4,1

Slovaquie 6,5 0,2 6,3

Slovénie 1,1 1,1

Espagne 35,2 0,1 35,2

Suède 1,1 1,1

Royaume-Uni 91,3 80,2 9,9 21,1

Source : Cedigaz “Trends and figures in 2006”

La demande européenne de gaz naturel est en partie satisfaitepar des ressources propres. Ainsi, 38% du gaz naturelconsommé en 2006 en Europe (UE 27) provenait de ressourcesintra européennes, le solde provenant de Russie (23%), deNorvège (16%) et d’Algérie (10%) (selon le rapport annuel 2006-2007 d’Eurogas).

Selon Cedigaz, en 2006, les réserves européennes (UE25)prouvées représentaient plus de 2 700 milliards de mètrescubes, soit près de 3% des réserves mondiales. La production ausein de l’Union Européenne de gaz naturel en 2006 s’est élevée à200 milliards de mètres cubes, dont 40% par le Royaume-Uni(80 milliards de mètres cubes) et 35% par les Pays-Bas(71 milliards de mètres cubes) à partir des champs situésnotamment en Mer du Nord.

Selon l’AIE(5), la production de gaz naturel des pays européensde l’OCDE devrait baisser de 0,5% en moyenne annuelle entre2004 et 2030. La production de la mer du Nord doit atteindre sonpic au début de la prochaine décennie puis déclinerprogressivement jusqu’en 2030. Compte tenu de ce déclin, etafin de faire face à la croissance de la consommation, une partcroissante de l’approvisionnement de l’Europe en gaz natureldevra provenir des importations. L’AIE prévoit ainsi que lesimportations de gaz naturel dans les pays européens de l’OCDEpasseront de 214 milliards de mètres cubes (soit 40% de laconsommation) à 488 milliards de mètres cubes (soit 63% de laconsommation) en 2030. Ces importations proviendrontessentiellement de la Russie et de l’Algérie, mais égalementd’autres pays d’Afrique occidentale, de l’ex-URSS, du Moyen-Orient et d’Amérique Latine.

(5) D’après les données in « World Energy Outlook 2006 » de l’AIE (données non réactualisées en 2007).



Pour transporter ces nouvelles quantités, l’industrie devradévelopper de nouveaux gazoducs mais également et surtoutune capacité d’importation de GNL (gaz naturel liquéfié). Avec untotal d’environ 200 milliards de mètres cubes échangés en 2006dans le monde (source GIIGNL), le GNL devrait, selon l’AIE,progresser rapidement pour atteindre un volume d’échange de470 milliards de mètres cubes en 2030. Alors que le gaztransporté par gazoduc représente aujourd’hui plus de 70% deséchanges gaziers transfrontaliers, la part du GNL devrait, selonl’AIE4, dépasser 50% à l ‘horizon 2030.

6.1.1.4.4 Le secteur de l’énergie électrique enFrance et dans le monde

6.1.1.4.4.1 Une énergie particulière et des prix très volatiles

L’électricité n’est pas stockable. L’équilibre offre – demande doitêtre assuré à tout moment sur une zone considérée alors que laproduction et la consommation dépendent de nombreux facteursdifficilement prévisibles comme la température, la luminosité, lapluviométrie ou le vent. Cette spécificité, associée àl’imprévisibilité des prix des énergies primaires et du CO2,confère à cette énergie un prix très volatile. Ainsi en France, lesprix de l’électricité connaissent régulièrement des pointes quimarquent une forte contrainte sur l’offre ou une très fortedemande. Avec l’ouverture du marché et l’augmentation desacteurs qui en résulte, la liquidité du marché sur la bourse del’électricité devrait augmenter.

Graphique – Evolution du prix POWERNEXTDAY-AHEAD™ et des volumes échangés

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07

Prix /MWhVolume GWh

Source Powernext

6.1.1.4.4.2 Une consommation d’électricité en croissancecontinue

Selon l’AIE, la croissance de la production d’électricité devraitêtre, dans le monde, de 2,7% par an entre 2005 et 2030. Dans lespays de l’OCDE, la part de l’électricité dans la consommationfinale d’énergie connaîtra une légère croissance passant de 20 à23%.

En Europe (UE 27), toujours selon l’AIE, la productiond’électricité a été de 3275 TWh en 2005. Elle s’est faite à près de31% par du charbon, 30% par du nucléaire, 20% par du gaz, 4%par du fioul, les énergies renouvelables représentant quant àelles de l’ordre de 14%.



Graphique – Répartition de la production d’électricité en Europe UE 27 par source en 2005

Charbon

Fuel

Gaz

Nucléaire

Hydraulique

Biomasse et déchets

Eolien

Géothermie*

Solaire*

Autres*

Source : World Energy Outlook 2007 de l’AIE* Montant non significatif inférieur à 1%.

En France, la production d’électricité a la particularité d’être essentiellement d’origine nucléaire pour près de 78%(6).

Tableau – Bilan des flux de l’énergie électrique en France en TWh

2005 2006 Variation

Nucléaire 429,9 428,7 - 0,3 %

Thermique 59,6 53,8 - 9,7 %

Hydraulique 56,2 60,9 8,6 %

Autres ENR 4,3 5,6 29,6 %

Production injectée 550,1 549,1 - 0,2 %

Energie soutirée par le pompage 6,6 7,5 13,2 %

Solde exportateur 60,3 63,3 4,9 %

Consommation intérieure 483,2 478,4 - 1,0 %

Source : source RTE – statistiques de l’énergie électrique en France 2006

Cette production est assurée pour l’essentiel par EDF,Electrabel/Suez et Endesa France. Le ministère de l’Economie,de l’Industrie et de l’emploi dans son rapport 2006 sur laProgrammation Pluriannuelle des Investissements pour laproduction d’électricité en France, identifie des besoins denouvelles capacités de production d’électricité à partir de

centrales thermiques classiques de l’ordre de 5 200 MW àl’horizon 2016. Dans ce même rapport, il est préconisé lerecours à des cycles combinés à gaz pour les moyens de semi-base à mettre en service d’ici 2015 en raison de la compétitivitéenvironnementale des cycles combinés à gaz par rapport auxcentrales charbon « propres ».

(6) D’après les données 2006 in « Observatoire de l’énergie » du ministère de l’économie, de l’industrie et de l’emploi



6.1.2 Stratégie

Gaz de France, acteur de référence sur le marché du gaz naturelen France, bénéficie déjà d’une présence significative en Europe.Au cours de l’année 2007, l’ambition du Groupe a été depoursuivre son développement géographique et d’intensifier saprésence sur les marchés européens du gaz et de l’électricité.Ces derniers sont en progression régulière depuis 1990 etoffrent de nombreuses opportunités dans un contexteréglementaire renouvelé.

L’ambition stratégique de Gaz de France s’articule autour desaxes clefs suivants :

• Renforcer le rôle du Groupe dans la gestion d’infrastructures

de gaz en participant activement à la croissance et à la

sécurité des approvisionnements du marché du gaz naturel

en France et en Europe :

Poursuivre les investissements dans les infrastructures enFrance.

Afin de favoriser et d’accompagner la croissance de lademande de gaz naturel, le Groupe entend poursuivre sapolitique d’investissements dans le domaine desinfrastructures en France dans le respect de critères derentabilité satisfaisants. Ainsi, il a pour objectif de réaliser :

– au travers de sa filiale GRTgaz, les liaisons requises parl’évolution de la demande et des sourcesd’approvisionnement de gaz naturel, avec notamment unrenforcement des capacités de transport et une réductiondes points d’engorgement du réseau sur le territoirefrançais;

– parallèlement, la poursuite du développement de sites destockage ;

– un nouveau terminal méthanier (Fos Cavaou) destiné aurenforcement de la capacité de réception de GNL et desconditions d’approvisionnement du sud de la France ; et

– au travers de sa filiale GrDF, une extension et unedensification des réseaux de distribution en France.

Optimiser les modalités d’accès aux infrastructures, afin depermettre à chaque fournisseur de bénéficier des meilleuresprestations techniques tout en respectant ses engagements :

– garantir un haut niveau de sécurité et de fiabilité del’ensemble des infrastructures,

– maintenir la qualité des prestations fournies aux utilisateursdes infrastructures et des collectivités locales concédantesafin de renforcer la sécurité et l’image du gaz naturel enFrance,

– garantir un accès transparent et non discriminatoire auxinfrastructures,

– approfondir les relations de qualité avec les collectivitéslocales concédantes.

• Améliorer la stabilité du cadre tarifaire applicable à

l’utilisation des infrastructures.

Le Groupe entend maintenir un dialogue constructif avec laCRE. Il cherche à promouvoir la mise en place de cadrestarifaires pluriannuels pour l’utilisation des infrastructures,afin d’avoir une meilleure visibilité de cette activité sur lemoyen terme.

Rechercher de façon continue des gains de productivité.

Gaz de France a engagé et poursuit des efforts d’améliorationde productivité et de maîtrise des coûts. Par ailleurs, ilrecherche une meilleure gestion des flux visant à augmenterle taux d’utilisation des ouvrages et à procéder à leur mise àniveau en continu en fonction des innovations technologiques.

Poursuivre son développement international.

Gaz de France entend participer activement au mouvement deconsolidation en Europe, la mise en oeuvre d’une telleambition comprenant deux axes :

– Gaz de France entend développer sa présence dans lesinfrastructures en Europe en participant notamment à degrands projets d’infrastructures de transport, de stockage etde GNL. Ainsi, dans un contexte marqué par une dépendancede plus en plus forte à l’égard d’importations en provenancede pays non européens, Gaz de France se positionne afin deprofiter de la croissance du marché européen de gaz naturel.

– Gaz de France continue à rechercher des opportunités decroissance dans le domaine de la distribution et de lacommercialisation en Europe, en s’appuyant sur sescompétences en matière de gestion des réseaux et sur sespositions déjà acquises notamment en Allemagne, Autriche,Hongrie, Slovaquie, Roumanie et Italie.

• Développer une offre multiénergies et de services associés,

fidéliser la clientèle en anticipant ses besoins nouveaux et

accélérer le développement de la présence en Europe.

Le Groupe entend s’appuyer sur son portefeuilled’approvisionnements diversifiés et sa position de fournisseurhistorique de gaz naturel en France. Gaz de France a pourobjectif de maintenir, dans un contexte d’ouverture à laconcurrence des marchés du gaz, sa position de leader sur lemarché français, et de s’imposer comme un fournisseur deréférence sur le marché européen.

Développer une offre multiénergies et de services associés.

Afin de répondre aux besoins des clients, le Groupe entenddévelopper des offres multiénergies, en particulier une offregaz-électricité, ainsi que des offres de servicescomplémentaires tant en France que dans les autres payseuropéens, avec pour objectif de dégager des synergiescommerciales, de maximiser la valeur des prestations offertesaux clients et de fidéliser ces derniers.



Fidéliser la clientèle.

Capitalisant sur la proximité développée avec sa clientèledepuis son origine et sur sa notoriété auprès du grand publicen France, le Groupe développe une politique commercialeactive adaptée aux différentes catégories de clientèle visées.Cette politique s’appuie en particulier sur une politique demarques à forte notoriété, comme Gaz de France energY®

pour les grands clients et Dolce Vita® pour les particuliers.Elle repose également sur un élargissement des offresmultiénergies et services associés.

Le renforcement de l’engagement de Gaz de France enmatière de protection de l’environnement et de développementdurable constitue un atout supplémentaire dans ledéveloppement et la fidélisation de la clientèle.

Accélérer le développement de sa présence en Europe.

Le Groupe poursuit trois axes de croissance en Europe :

– soutenir les efforts de développement des ventes dessociétés dans lesquelles il a acquis des participations ;

– développer ses ventes directes sur quelques marchés bienprécis et rentables en s’appuyant sur les expériences déjàmenées ;

– procéder à des acquisitions ciblées de sociétés disposant deportefeuilles de clientèle importants.

• Développer son portefeuille d’approvisionnement d’énergie

et ses positions qui le placent parmi les plus grands

acheteurs mondiaux de gaz naturel et de GNL, afin de

renforcer la compétitivité de son offre et d’accélérer la

croissance de ses ventes sur le marché européen de

l’énergie.

A cet égard, Gaz de France vise à :

Maintenir une politique d’approvisionnement, fondéeprincipalement sur des contrats à long terme afin desécuriser la majeure partie de ses approvisionnements.

Gaz de France entretient depuis des années des relationsstructurées avec de grands fournisseurs. Cet axe stratégiqueest poursuivi dans la continuité de la politique de diversificationdes risques qui permet à Gaz de France de disposer de l’undes portefeuilles d’approvisionnement les plus diversifiésd’Europe.

Accroître les réserves et la production du Groupe.

Gaz de France vise à détenir à moyen terme un portefeuille deréserves prouvées et probables de 1 000 Mbep. Pour atteindrecet objectif, Gaz de France entend développer en priorité sonactivité Exploration-Production dans les zones géographiquesqui peuvent contribuer à l’approvisionnement de l’Europe(Royaume-Uni, Pays-Bas, Norvège, Afrique, Moyen-Orient etMer Caspienne notamment), mais aussi dans des zones plus

lointaines (par exemple Caraïbes, Amérique du Sud) enprenant des participations, le cas échéant, dans des usines deliquéfaction.

Consolider la présence du Groupe sur le marché encroissance du GNL.

Le Groupe souhaite poursuivre la diversification de sonportefeuille d’approvisionnement et profiter du développementdu marché mondial du GNL pour tirer parti des opportunitésd’arbitrages intercontinentaux. Par ailleurs, Gaz de France al’intention de valoriser la compétence qu’il a développée dansce domaine d’activité, en saisissant des opportunités departicipation à des chaînes complètes d’approvisionnement enGNL (exploration-production, liquéfaction, transport maritime,regazéification).

Structurer une politique d’approvisionnement électrique.

Au moyen de contrats d’approvisionnement, d’achat sur lesmarchés organisés et de la constitution d’actifs détenus enpropre, Gaz de France entend déployer le développement deson offre duale (gaz-électricité). Des actifs représentant unecapacité de production électrique d’environ 2 200 MW à fin2007 et détenus par le Groupe sont déjà en service, hors éolienet hors capacité détenue dans la société SPE. L’objectif duGroupe en matière de production d’électricité hors ENR est dedétenir à terme 8 000 MW de capacité en propre.

Par ailleurs, le Groupe souhaite développer un parc deproduction d’électricité à partir d’énergies renouvelables. En2006, Gaz de France a créé Maïa Eolis, une société dedéveloppement et d’exploitation de production éolienne,détenue à 49% par le Groupe en partenariat avec Maïa Sonnier.En 2007, Gaz de France a acquis les sociétés Erélia etEoliennes de la Haute-Lys. A moyen terme, l’objectif duGroupe est de détenir 2 000 MW de capacité de productionélectrique éolienne.

Poursuivre le développement de l’arbitrage et du trading.

En particulier par l’intermédiaire de sa filiale Gaselys, Gaz deFrance poursuit l’ambition de s’imposer comme un acteur depremier plan dans l’activité de trading sur le marchéénergétique européen, mais aussi en matière d’arbitragesintercontinentaux en s’appuyant sur son portefeuilled’approvisionnement de GNL et sa flotte de naviresméthaniers. Ces activités sont exercées dans le cadre d’unepolitique de risque maîtrisée.

• Poursuivre une politique de croissance maîtrisée et

rentable.

Maintenir une structure financière saine.

En s’appuyant en particulier sur les activités d’exploitationd’infrastructures qui dégagent des résultats et des cash flowsrécurrents, le Groupe veille à ce que ses nouveauxinvestissements contribuent à la croissance de ses résultats età l’équilibre de sa structure financière. Il s’efforce demaintenir une notation financière adaptée à son profil, parmiles meilleures de son secteur.



Poursuivre une politique d’investissement maîtrisée etrentable.

L’ensemble des investissements s’inscrit dans une politiqueencadrée par les objectifs financiers du Groupe qui met enœuvre des critères d’investissement stricts : analyse de lapertinence stratégique, taux de rentabilité (TRI) cibles adaptésselon les métiers, les projets et les pays ainsi qu’une analysede l’impact des opérations en termes de relution.

Viser une augmentation régulière de son résultat.

Cet objectif s’appuie sur la croissance à long terme du marchéeuropéen, sur l’amélioration de la productivité et sur lesopportunités de croissance générées par le nouveau contexteréglementaire.

Cette ambition stratégique a été confirmée dans le cadre duprojet de fusion avec Suez.

6.1.3 Description des activités

Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel 2007

En millions d’euros Fourniture d’Énergie et de Services Infrastructures Total Groupe

Exploration-Production

Achat-Vente

d’Énergie ServicesTransportStockage

DistributionFrance

Transport-Distribution

International

Éliminationsintra-pôleet holding

Chiffre d’affaires 1 717 20 041 1 807 2 494 3 076 5 202 (6 910) 27 427

Excédent brut opérationnel 1 127 1 075 129 1 534 1 291 491 19 5 666

Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel 2006 (**)



Achat-Vente

d’Énergie Services

Transport-Stockage

FranceDistribution

France


International



Excédent brut opérationnel 1 270 529 117 1 357 1 412 498 (34) 5 149

Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel 2005(*) (**)



Achat-Vente

d’Énergie Services

Transport-Stockage

FranceDistribution

France


International



Excédent brut opérationnel 726 325 105 1 265 1 358 379 90 4 248

(*) Données publiées retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC12 et IFRIC 4.(**) Données retraitées des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007.

6.1.3.1 Fourniture d’Energie et de Services

6.1.3.1.1 Exploration-Production

Tableau – Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel du segment

En millions d’euros 2005(*)(**) 2006(**) 2007

Chiffre d’affaires (avant éliminations) 1 139 1 659 1 717

Dont chiffre d’affaires avec les tiers 932 1 230 1 293

Excédent brut opérationnel 726 1 270 1 127

(*) Données publiées retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC 12 et IFRIC 4.(**) Données retraitées des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007.



6.1.3.1.1.1 Stratégie du segment Exploration-Production

L’Exploration-Production constitue une activité clef dansl’intégration stratégique du Groupe le long de la chaîne gazière.Elle lui permet :

• de réduire les effets de la variation des prix de l’énergie surses coûts d’approvisionnement ;

• d’accéder à de nouvelles ressources de gaz et de diversifierses offres commerciales de gaz ;

• de renforcer la position d’acheteur de premier plan du Groupeen ouvrant des possibilités de nouveaux partenariats avec desfournisseurs importants pour le développement conjoint deprojets.

Le Groupe a pour objectif de détenir, à moyen terme, unportefeuille de réserves prouvées et probables de 1 000 Mbep etd’accroître sa production par croissance interne et externe, déslors que les conditions de marché le permettent. Pour atteindreces objectifs, le Groupe projette de maintenir le niveau duportefeuille dans les zones de production actuelles en Europe duNord, d’accélérer le développement en Afrique du Nord (Algérieet Egypte), et de s’implanter dans de nouvelles zones : Europeorientale, Afrique de l’Ouest, Golfe Persique, zone Caraïbes-Amérique du Sud déplaçant ainsi son centre de gravité vers denouvelles régions.

6.1.3.1.1.2 Développement de l’activité d’Exploration-Production

Le Groupe a commencé ses activités d’exploration-productionen acquérant des participations dans des champs en production.Ainsi, il a procédé en 1994 à l’achat de Erdöl-Erdgas GommernGmbH (devenu EEG-Erdgas Erdöl GmbH, ou encore “EEG”)fusionné depuis novembre 2007 à Gaz de France ProduktionExploration Deutschland GmbH (PEG) en Allemagne, sociétéacquise en 2003. En 1998, Gaz de France a participé audéveloppement du champ Elgin-Franklin situé dans le bassincentral de la mer du Nord britannique. En 2000, Gaz de Franceest devenu opérateur off shore aux Pays-Bas par l’achat desociétés détenues par TransCanada Pipelines (désormais GDFProduction Nederland, ou ProNed). Par ailleurs, cetteacquisition lui a permis de devenir opérateur du principalgazoduc sous-marin néerlandais NoordGasTransport. En 2006,Gaz de France est entrée en Mauritanie à la suite des accordsconclus avec les sociétés Dana Petroleum et Wintershall.

En 2007 Gaz de France a renforcé sa présence en Egypte parl’acquisition auprès de la société Vegas Oil & Gas d’uneparticipation de 45 % dans la licence d’Alam El Shawish West.

En Norvège, le plan de développement des champs de Gjoa et deVega Sør (Fram B) a été approuvé par les autoritésnorvégiennes.

Depuis 2002, le Groupe est opérateur du permis d’exploration-production de Touat dans le sud de l’Algérie en partenariat avecSonatrach. La phase d’exploration/appréciation s’est terminéeen 2007 et la déclaration de commercialité devrait être finaliséeen 2008.

6.1.3.1.1.3 Le cadre juridique des activités d’Exploration-Production

Gaz de France conduit ses activités d’exploration-productiondans le cadre de contrats de licence, de concession ou departage de production, et/ou d’autres types de contrats conclusavec les autorités publiques ou les entreprises nationales despays concernés. Selon les licences, les contrats ou encore lalégislation en vigueur, Gaz de France s’engage à conduire unprogramme d’exploration et, en cas de réussite, peut exploiterles champs concernés pendant une certaine durée, sous réservede l’approbation d’un plan de développement par les autoritésnationales. Pendant la période de production, Gaz de France doitpayer à ces autorités des redevances, fournir une part de laproduction, verser une part de ses bénéfices et/ou payercertaines taxes spécifiques au secteur pétrolier et gazier.

Conformément à la pratique du secteur, Gaz de Franceintervient régulièrement en association avec une ou plusieurscompagnies pétrolières et gazières. Dans le cadre des contratsmis en place, l’une des parties est généralement désignéeopératrice, c’est-à-dire responsable de la conduite desopérations quotidiennes (l’approbation des autres parties étantrequise pour les sujets importants tels que l’adoption d’un plande développement, les investissements majeurs, les budgets oules contrats de vente pour le compte de l’association). Seules lessociétés qualifiées par les autorités publiques locales peuventêtre désignées comme opératrices.

En dehors de la France, le Groupe est référencé commeopérateur dans sept pays – les Pays-Bas, l’Allemagne, leRoyaume-Uni, l’Algérie, la Libye, l’Egypte, et la Norvège. Ceréférencement permet à Gaz de France de participer aux projetsd’exploration-production dans ces pays en en prenant laresponsabilité, non seulement sur le plan technique, mais aussien matière de décisions stratégiques d’investissement et dedéveloppement.

6.1.3.1.1.4 Exploration : réserves

Au 31 décembre 2007, le Groupe détenait, dans 10 pays,320 permis d’exploration et/ou de production dont 59% opéréspar lui. Sur les 13 puits forés en 2007, 8 puits sont des succèsavec 4 découvertes en Norvège, 2 aux Pays-Bas, 1 en Angleterre,et 1 en Côte d’Ivoire. Certaines de ces découvertes ont apportédes réserves prouvées et probables en 2007, pour les autres leurcontribution aura lieu dans les années à venir.



Les tableaux ci-dessous indiquent l’ensemble des réserves prouvées et probables du Groupe (comprenant les réserves développées ounon(7)), puis, aux dates indiquées, leur répartition géographique :

Tableau – Evolution des réserves du Groupe (8)

Mbep 2005 2006 2007

Réserves prouvées et probables 697,2 626,8 666,9

dont gaz naturel 516,5 488 492,5

dont hydrocarbures liquides 180,7 138,8 174,4

Quote-part des réserves prouvées et probables des sociétés mises en équivalence 55,7 58,5

Total 752,9 685,3 666,9

Tableau – Evolution des réserves du Groupe par pays : gaz naturel

Gaz naturel

bep 2005 2006 2007

Allemagne 123,7 121,2 104

Norvège 222,3 228,8 228,2

Royaume-Uni 72,2 64,9 49,4

Pays-Bas 111,4 93,2 99,5

Kazakhstan 4,1 0

Autres 10,2 10.2 11,3

Total 544,0 518,3 492,5

Variation 7,1% - 4,7 % - 5 %

Tableau – Evolution des réserves du Groupe par pays : hydrocarbures liquides

Hydrocarbures liquides

Mbbl 2005 2006 2007

Allemagne 46,6 43 47,7

Norvège 87,7 92,5 91,5

Royaume-Uni 30,7 30,6 23,9

Pays-Bas 0,9 0,9 1,1

Kazakhstan 43,0 0

Autres 0,1 0 10,1

Total 209,0 167,0 174,4

Variation 11,5 % - 20,1 % 4,4 %

(7) Les réserves prouvées développées sont celles qui peuvent être produites à partir d’installations existantes. Les réserves prouvées non développées sont celles qui nécessitent le forage denouveaux puits sur des surfaces vierges ou des investissements significatifs supplémentaires à partir d’installations existantes, comme une unité de compression.

(8) Les montants sont arrondis au plus près à partir de la base de données – de petits écarts peuvent donc apparaître entre les lignes détaillées et le total.



Tableau – Evolution des réserves du Groupe par pays : total

Total = Gaz naturel + Hydrocarbures liquides

Mbep 2005 2006 2007

Allemagne 170,3 164,2 151,8

Norvège 310,0 321,3 319,7

Royaume-Uni 103,0 95,5 73,4

Pays-Bas 112,2 94,1 100,6

Kazakhstan 47,2 0 0

Autres 10,3 10,2 21,4

Total 752,9 685,3 666,9

Variation 8,3 % - 9,0 % - 2,7 %

Tableau – Suivi de l’évolution des réserves du Groupe – gaz naturel

Mbep 2005 2006 2007

Réserves au 31/12 N-1 508,0 544,0 518,3

Révision + découvertes 62,0 16,5 8,8

Achats et Ventes d’actifs 1,3 - 9,9 - 3,8

Ventes de production - 27,4 - 32,3 - 30,8

Réserves au 31/12 544,0 518,3 492,5

Tableau – Suivi de l’évolution des réserves du Groupe – hydrocarbures liquides

Mbbl 2005 2006 2007

Réserves au 31/12 N-1 187,3 209,0 167


Achats et Ventes d’actifs 0 - 41,1 9,6

Ventes de production - 15,0 - 13,2 - 11,6

Réserves au 31/12 209,0 167,0 174,4

Tableau – Suivi de l’évolution des réserves du Groupe – gaz naturel et hydrocarbures liquides

Mbep 2005 2006 2007

Réserves au 31/12 N-1 695,3 752,9 685,3


Achats et Ventes d’actifs 1,3 - 50,9 5,8

Production - 42,4 - 45,5 - 42,4

Réserves au 31/12 752,9 685,3 666,9



Au 31 décembre 2007, les réserves prouvées et probablesd’hydrocarbures liquides et de gaz naturel de Gaz de Frances’élevaient à 667 Mbep contre 685 Mbep en 2006(9), dont 74% deréserves de gaz représentant 82,4 milliards de mètres cubes.Gaz de France mène des activités d’exploration-production dans10 pays, principalement en Europe et en Afrique du Nord. A titred’information, la part de Gaz de France dans les réserves brutesprouvées et probables des champs dont il est partenaire(« Working interest reserves ») s’élève à fin 2007 à 696 Mbep.

Une proportion supérieure au tiers du chiffre des réserves faitl’objet d’une évaluation indépendante chaque année par unexpert international (actuellement DeGolyer and MacNaughton)sur un cycle de trois ans. 36% des réserves au 31 décembre2007 sont couvertes par cette évaluation.

Gaz de France utilise les définitions de la Securities andExchange Commission (SEC) pour la classification de sesréserves prouvées et les définitions communes de la Society ofPetroleum Engineers (SPE) et du World Petroleum Congress(WPC) pour la classification de ses réserves probables (cetteclassification est connue sous le nom de SPE PRMS).

Les réserves prouvées d’hydrocarbures liquides et de gaznaturel correspondent à une estimation des quantités de pétrolebrut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel sur la base dedonnées géologiques et techniques avec l’assurance raisonnablede pouvoir extraire ces quantités au cours des années à venir àpartir de gisements existants sous certaines conditionséconomiques et opérationnelles, à savoir les prix et les coûts àla date à laquelle l’estimation est faite. Les prix couvrent lesprévisions d’évolution des prix actuels résultant uniquement desdispositions contractuelles, mais pas les évolutions fondées surdes conditions futures.

Les réserves prouvées et probables de pétrole et de gazcorrespondent à une estimation des quantités d’hydrocarburesque l’on peut extraire dans l’avenir, à partir de gisementsexistants et avec une probabilité d’au moins 50% d’après les

données géologiques et techniques. L’extraction doit répondre àdes critères économiques qui tiennent compte d’une évolutiondes prix dans le futur, de la valorisation des hydrocarbures etdes taux de change.

Ces estimations, qui impliquent des appréciations subjectives,sont soumises à des révisions annuelles en prenant en comptetoute nouvelle information, notamment les niveaux deproduction de l’année écoulée, la réévaluation des gisements,l’addition de nouvelles réserves résultant de découvertes oud’acquisitions, les réserves cédées et d’autres facteurséconomiques.

Les ressources contingentes sont les quantités d’hydrocarburesdécouvertes pour lesquelles il existe un risque technique,économique ou commercial qui ne garantit pas totalementl’extraction de ces ressources.

Sauf indication contraire, les références faites aux réservesprouvées et probables et à la production doivent être comprisescomme la part que le Groupe détient dans ces réserves et cetteproduction (nette de toutes redevances prélevées en nature parles tiers sous forme de pétrole brut ou de gaz naturel). Estinclus dans ces références le montant des réserves nettesprouvées et probables de pétrole, de gaz et autreshydrocarbures estimées comme pouvant être extraites pendantla durée restant à courir des licences, concessions et contratsde partage de production. Le renouvellement non contractuel deces licences, concessions et contrats n’a pas été pris en compte.

Le taux de renouvellement des réserves d’une période donnéeest défini comme le rapport des additions de réserves de lapériode (découvertes, acquisitions nettes et révisions deréserves) sur la production de la période. Le taux derenouvellement des réserves du Groupe a été de 298% enmoyenne sur la période 2002-2004, 293% en moyenne sur lapériode 2003-2005, 112 % en moyenne sur la période 2004-2006et 78% en moyenne sur la période 2005-2007.

6.1.3.1.1.5 Production

Les tableaux ci-dessous représentent la production de gaz naturel et d’hydrocarbures liquides de Gaz de France y compris la quote-partdes sociétés mises en équivalence par pays et pour chacun des trois exercices clos les 31 décembre 2005, 2006 et 2007 :

Tableau – Evolution de la production du Groupe par pays – gaz naturel

Mbep 2005 2006 2007

Allemagne 8,8 8,8 8,6

Norvège 0,2

Royaume-Uni 9 8,5 7,2

Pays-Bas 9,3 14,6 14,3

Autres 0,3 0,4 0,6

Total 27,4 32,3 30,8

(9) Y compris la quote part des sociétés mise en équivalence.



Tableau – Evolution de la production du Groupe par pays – hydrocarbures liquides

Mbbl 2005 2006 2007


Norvège 4 3,3 3,9

Royaume-Uni 4,8 4,3 4,2

Pays-Bas 0,1 0,1 0,1

Autres 2,5 2 0

Total 15 13,2 11,6

Tableau – Evolution de la production du Groupe par pays – gaz naturel et hydrocarbures liquides

Mbep 2005 2006 2007

Allemagne 12,3 12,3 12,0

Norvège 4 3,3 4,1

Royaume-Uni 13,8 12,8 11,4

Pays-Bas 9,4 14,7 14,4

Autres 2,8 2,4 0,6

Total 42,4 45,5 42,4

Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2007, la productionde gaz et d’hydrocarbures liquides de Gaz de France s’est élevéeà 42,4 Mbep.

6.1.3.1.1.6 L’activité Exploration-Production par pays

L’activité Exploration-Production de Gaz de France se situe enEurope (Allemagne, Norvège, Royaume-Uni et Pays-Bas) et enAfrique.

Allemagne

Gaz de France a renforcé sa présence en Allemagne depuisl’achat de l’ensemble des activités allemandes de PreussagEnergie (désormais Gaz de France Produktion ExplorationDeutschland GmbH ou encore “PEG”) en 2003, qui lui a permisd’accroître considérablement sa présence sur ce marché. A findécembre 2007, la filiale EEG qui était détenue à 100% par Gazde France a été fusionnée et absorbée par PEG.

Ainsi, grâce à cet ensemble, le Groupe détenait dans ce pays, au31 décembre 2007, 20,8 milliards de mètres cubes de réservesprouvées et probables de gaz naturel et 48 millions de barils depétrole de réserves prouvées et probables d’hydrocarburesliquides. La production de gaz provenant des actifs,correspondant à 1,9 milliard de mètres cubes, estprincipalement vendue à E.On-Ruhrgas et à EGM.Progressivement, le segment Achat-Vente d’Energie de Gaz deFrance devient un client majeur de PEG renforçant ainsi lessynergies groupe. En outre, PEG possède des droits sur troissites de stockage souterrain d’une capacité nette de 259 millionsde mètres cubes qu’il loue à des distributeurs allemands etdispose également du site de stockage en cavité salines,

Peckensen, apporté par EEG, qu’elle exploite au profitnotamment du segment Achat-Vente d’Energie du groupe. Cesactivités de stockage sont en cours de transfert en 2008 à laBranche Infrastructures.

Par ailleurs, PEG a permis à Gaz de France de renforcerindirectement sa présence sur le marché allemand grâce à saparticipation de 11% dans EGM, propriétaire d’infrastructures detransport et de distribution et commercialisateur d’une partie dugaz produit par le Groupe dans le nord-ouest de l’Allemagne.

Enfin le Groupe a renforcé en 2007 son engagement dans larecherche sur le stockage du CO2 en signant avec le groupeVattenfall, un accord de coopération portant sur un projetexpérimental d’injection de CO2 sur le site de l’Altmark.

Norvège

Le Groupe détient une participation dans 18 champs de pétroleet de gaz naturel au large de la Norvège, disposant pour sa partde réserves prouvées et probables de 319,7 Mbep au31 décembre 2007 (dont environ 71% sous forme de gaz).

Gaz de France a été reconnu comme opérateur par les autoritésnorvégiennes pour la phase de production de l’un de ceschamps, Gjøa, qui démarrera en 2010. Le plan de développementde Gjøa, après approbation par les différents partenaires, a étéapprouvé en début 2007 par les autorités norvégiennes. Ledéveloppement associé du champ satellite Vega Sør (ex Fram B)a également été décidé.

La production de gaz a démarré en septembre 2007 dans lecadre du premier projet de production de GNL en Europe (projet



Snøhvit) et de la mise en valeur des réserves de gaz des champsde Njord et Fram (seules les réserves de pétrole étaient enproduction auparavant). Gaz de France envisage la mise àdisposition de tout ou partie de cette production de gaz enNorvège au profit de son activité Achat-Vente d’Energie.

Royaume-Uni

Le Groupe détient des participations dans 28 champs situés enmer du Nord britannique, dont 13 en production. La part deréserves prouvées et probables détenue par le Groupe (ycompris les réserves détenues par sa participation de 22,5%dans EFOG) dans ces champs représentait au 31 décembre2007, 73,4 Mbep, dont environ 67% sous forme de gaz.

Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2007, le Groupe avendu 77% de sa production consolidée de gaz naturel auRoyaume-Uni à son segment Achat-Vente d’Energie (y comprisles ventes à Gaselys) pour une revente principalement sur lemarché britannique. Par ailleurs, les nouveaux champs Minke etKelvin sont entrés en production.

En 2007, Gaz de France a cédé en mars sa participation de 25%dans le champ en développement de Cavendish à DanaPetroleum, et a acquis en avril 2007 des participations dans dixlicences offshore de la société Veritas : sept situées en mer duNord centrale et trois à l’ouest des îles Shetland, sur le plateaucontinental britannique.

Pays-Bas

Le Groupe détient des participations dans 40 champs le long dela côte des Pays-Bas. Ces champs sont en production et leGroupe en est majoritairement l’opérateur. La part de réservesprouvées et probables détenue par le Groupe dans ces champsreprésentait au 31 décembre 2007 100,6 Mbep, dont la quasi-totalité sous forme de gaz (16,7 milliards de mètres cube). Aucours de l’exercice clos le 31 décembre 2007, le Groupe a vendu37 % du gaz naturel produit aux Pays-Bas à son segment Achat-Vente d’Energie pour être commercialisé au Benelux et enAllemagne.

Gaz de France a mis en production deux nouveaux gisements degaz, développés au cours des trois années passées entre août2005 et décembre 2007. En décembre 2007 une découverteimportante dans le bloc G16 a été faite.

La mise en valeur de ces licences étend significativement lazone de production historique de ProNed.

Algérie, Mauritanie, Côte d’Ivoire

Le Groupe est également présent en Afrique du Nord, en Côted’Ivoire et en Mauritanie.

Depuis 2002, le Groupe est opérateur sur le permisd’exploration-production de Touat dans le sud de l’Algérie enpartenariat avec Sonatrach. La phase d’exploration/appréciations’est terminée en 2007 et la déclaration de commercialitédevrait être finalisée en 2008.

La réalisation définitive de l’accord d’échange d’actifs avec DanaPetroleum du 7 novembre 2005 et de l’accord avec Wintershalldu 20 décembre 2005, après l’approbation des autoritésgouvernementales compétentes, est intervenue au cours del’année 2006, concrétisant l’entrée de Gaz de France dans troisblocs de l’offshore mauritanien (24% dans le bloc 1, 27,85% dansle bloc 7 et 26% dans le bloc 8).

En Côte d’Ivoire, Gaz de France a acquis en avril 2007 auprèsd’EDF 51 % du capital de la société ENERCI portant ainsi saparticipation à 100 %. Cette société détient 12% d’un site deproduction off shore qui alimente le marché local.

Egypte

Le Groupe a remporté un appel d’offres et conclu le 15septembre 2005 un contrat de concession avec la sociéténationale EGAS et le gouvernement égyptien, obtenant ainsi100% des parts dans le bloc d’exploration offshore West ElBurullus, situé dans le delta du Nil. Par la suite 50 % des partsont été cédées à Dana Petroleum.

En 2007, le Groupe a acquis 45% de la licence « d’Alam ElShawish West » en Egypte.

Par ailleurs le Groupe a signé en 2007 un accord avec Shell pourprendre une part de 10% dans la nouvelle licence d’explorationdemandée par Shell sur North West Demietta ; les autoritéségyptiennes n’ont pas encore répondu à cette demande.

6.1.3.1.1.7 Commercialisation

En 2007, le segment Exploration Production a vendu 56 TWh degaz naturel, principalement au titre de contrats long terme.

Environ 54% du gaz naturel aujourd’hui produit par le Groupe estvendu à des tiers en Europe dans le cadre de contrats à court oulong terme qui avaient été conclus antérieurement auxacquisitions de ces sociétés par le Groupe. Il s’agitprincipalement de Gas Terra aux Pays-Bas et d’E.On-Ruhrgasen Allemagne. Les contrats long terme dans le cadre desquelsGaz de France vend sa production de gaz sont indexés sur lesprix spot du gaz et/ou sur les prix moyens des produitspétroliers. Si l’évolution du prix du gaz naturel tend à suivre celledu pétrole, il existe néanmoins un certain retard, généralementde six à neuf mois, avant que les changements des prix desproduits pétroliers ne soient répercutés sur les prix de vente àlong terme de gaz naturel.

L’autre partie de la production de gaz du Groupe est vendue ausegment Achat-Vente d’Energie. La nature des contrats conclusavec ce segment diffère suivant les filiales. Certains de cescontrats stipulent un prix fixe déterminé en fonction du prix dumarché. EFOG (société britannique détenue à 22,5% par leGroupe) vend le gaz qu’elle produit en majorité au segmentAchat-Vente d’Energie aux termes d’un contrat long terme avecun prix indexé marché.



6.1.3.1.2 Achat-Vente d’Energie


en millions d’euros 2005(*) 2006(**) 2007


Dont chiffre d’affaires avec les tiers 15 732 18 432 18 184

Excédent brut opérationnel 325 529 1 075

(*) Données publiées retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC 12 et IFRIC 4.(**) Données retraitées des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007.

Note : La filiale GDF ESS au Royaume Uni a été transférée en2007 du segment Achat- Vente d’Energie au segment TransportDistribution International.

6.1.3.1.2.1 Stratégie du segment Achat-Vente d’Energie

Gaz de France vise une augmentation de ses ventes consolidéesde gaz en Europe par croissance organique et croissanceexterne avec l’ambition d’atteindre environ 15% de part demarché à moyen terme.

En matière d’approvisionnement en énergie, le Groupe entendnotamment :

• poursuivre la politique de diversification des approvisionnementsde long terme en gaz ;

• développer ses réserves propres d’hydrocarbures, avec pourobjectif de détenir à moyen terme un portefeuille de réservesprouvées et probables de l’ordre de 1 000 Mbep; et

• structurer l’approvisionnement en électricité du groupe afin deconstruire un acteur de taille critique en Europe, notammentvia l’acquisition ou le développement de 10 000 MW de capacitéde production électrique propre à l’horizon 2012, dont 2 000MW de capacité de production électrique éolienne.

6.1.3.1.2.2 Description des activités

Gaz de France est le premier fournisseur et acheteur de gaznaturel sur le marché français et l’un des plus importants enEurope. Au travers, principalement, de son segment Achat-Vented’Energie, Gaz de France commercialise du gaz natureldirectement à environ 11 millions de clients en France (dont10,5 millions de particuliers) et environ 169 grands clientsindustriels en Europe continentale pour environ 521 sites,auxquels s’ajoutent environ 3,7 millions de clients desservis parles filiales du segment Transport-Distribution International enEurope. Par ailleurs, Gaz de France vend d’autres produitsénergétiques, notamment de l’électricité, aux clients éligibles.

Sur les 730 TWh de gaz naturel vendus par le Groupe en 2007(contre 762 TWh en 2006), le segment Achat-Vente d’Energie avendu 609 TWh, dont 402 TWh en France, 128 TWh à l’étranger et79 TWh de ventes sur les marchés court terme et GNL.

Gaz de France poursuit une politique active de gestion et desécurisation de ses approvisionnements, avec l’un des

portefeuilles les plus diversifiés en Europe. Il est l’un des plusgrands acheteurs mondiaux de gaz naturel et l’un des premiersacteurs européens sur le marché du GNL. Ses approvisionnementssont complétés par le recours aux marchés de court terme, desactivités de trading et des opérations sur produits dérivés sur lesmarchés de l’énergie permettant d’offrir aux clients des solutionsde formules de prix adaptées à leurs besoins.

Dans le domaine de l’approvisionnement en électricité, Gaz deFrance poursuit deux démarches complémentaires :

• acquérir des sociétés de petite ou moyenne importance,permettant de compléter le portefeuille existant, et quiconstitueront une plate-forme de développement pour leGroupe ;

• développer des projets d’actifs neufs (greenfield).

Dans le domaine éolien, les acquisitions effectuées en 2007(Groupes ERELIA et Eoliennes de la Haute Lys) viennentcompléter la position de Maia Eolis, fondée en 2006. Le GroupeGaz de France dispose à fin 2007 d’une capacité totale installéede près de 120 MW . Le parc éolien de Gaz de France était donc,au 31 décembre 2007, le plus important de France en capacitésde production installées.

Le développement du parc de centrales thermiques fonctionnantau gaz naturel se poursuit avec la construction de la centrale deCycofos et le lancement de deux nouveaux projets de productionen France à proximité de Saint Brieuc et de Montoir deBretagne.

L’activité d’achat-vente d’électricité de Gaz de France estmaintenant ancrée dans plusieurs pays européens :

• La France, avec un portefeuille de clients finaux et uneprésence sur le marché de gros aboutissant à un volume detransaction d’environ 4,3 TWh ;

• Le Royaume-Uni, où la commercialisation représente unvolume de 10 TWh annuel ;

• L’Espagne, avec la centrale de Cartagena mise en service fin2006, qui a permis des ventes sur le marché de gros (pool) àhauteur de 2 TWh en 2007 ;

• L’Italie, où le sourcing des clients finaux est en phase dedémarrage et de structuration.



6.1.3.1.2.2.1 – Achat d’énergie et arbitrages

6.1.3.1.2.2.1.1 Politique d’approvisionnement en gaz naturel deGaz de France

La majeure partie des approvisionnements du Groupe est assuréede manière centralisée. Toutefois, les approvisionnements desfiliales de distribution du Groupe en Europe sont aujourd’huiréalisés de manière autonome, soit auprès de fournisseurs locauxou étrangers, soit directement auprès de Gaz de France. Gaz deFrance entend mettre sa pratique d’achat centralisée au service deson développement en Europe et assurer une part croissante desapprovisionnements de ses filiales. Les informations ci-dessousconcernent les approvisionnements centralisés.

Gaz de France est l’un des premiers acheteurs de gaz naturel enEurope. Il bénéficie d’un portefeuille de contrats à long termequi a couvert de l’ordre de 87% de ses besoins en 2007. La partdes contrats long terme a vocation à se maintenir. Il est l’un despremiers acheteurs auprès des plus grands pays fournisseurs

de l’Europe, notamment la Norvège, la Russie, l’Algérie et lesPays-Bas. Le Groupe figure également parmi les premiersacteurs du GNL, disposant d’une expertise qui lui permet deprendre part au développement de ce secteur. Il complète sesapprovisionnements par son activité Exploration-Production etpar le biais d’interventions sur les marchés de court terme.

Gaz de France entend demeurer un acheteur important de gaznaturel auprès de ses fournisseurs historiques et renforcer sesrelations de long terme, notamment par le biais de nouveauxpartenariats tels que ceux signés en décembre 2006 avecGazprom dans le cadre du renouvellement des contrats et del’achat de quantités additionnelles de gaz russe, ceux signés ennovembre 2006 avec Sonatrach dans le cadre du nouveaugazoduc Medgaz et ceux signés dans le cadre du renouvellementdes contrats de GNL avec Sonatrach en décembre 2007.Parallèlement, pour satisfaire les besoins croissants résultantde son développement européen, Gaz de France s’efforce dedévelopper des relations avec de nouveaux fournisseurs (Qatar,Iran, Nigeria).

Le tableau ci-dessous présente les sources du portefeuille d’approvisionnement de Gaz de France pour chacun des trois exercices closles 31 décembre 2005, 2006 et 2007 (hors autoconsommation et déperditions) :

Tableau – répartition du portefeuille d’approvisionnement (hors auto consommation et déperditions)

Exercice clos le 31 décembre

(TWh) 2005 2006 2007

Contrats long terme avec les tiers 539,5 503,9(10) 503,0

Segment Exploration-Production 21,6 32,0 31,6

Achats de court terme 107,5 102,9 82,2

Autres sources 0,3 0,4 0,1

Total 668,9 639,2 616,9

(10) La diminution de la part des approvisionnements provenant des contrats à long terme entre 2005 et 2006 provient notamment de contrats d’achat de gaz norvégien non renouvelés en raisondu dénouement des accords avec Total, et du climat plus chaud en 2006 qu’en 2005 qui a conduit le Groupe à réduire ses enlèvements sur les contrats à long terme.

6.1.3.1.2.2.1.1.1 Portefeuille de contrats à long terme

L’approvisionnement en gaz de Gaz de France est réaliséprincipalement au travers d’un portefeuille de contrats à longterme, parmi les plus importants et diversifiés d’Europe. Cescontrats offrent à Gaz de France la visibilité nécessaire pourassurer son développement et la sécurité de sesapprovisionnements, constituant une des forces du Groupe surle marché du gaz naturel en Europe. Gaz de France estégalement un des acteurs les plus importants sur les marchéscourt terme en Europe; il ajuste ainsi ses approvisionnements àses besoins en optimisant ses coûts d’achat.

Les contrats à long terme de Gaz de France ont une duréeinitiale qui est en général de l’ordre de 20 ans. Au 31 décembre2007, la durée moyenne résiduelle des contrats long terme deGaz de France (pondérée en fonction de leur importance au seindu portefeuille d’approvisionnement) était de près de 16 ans(contre 15 ans en 2006). Aucun contrat significatif n’arrive àéchéance au cours des 5 prochaines années.

Suivant la pratique de marché destinée à permettre lefinancement des lourdes infrastructures nécessaires à laproduction et au transport de gaz, les contrats d’achat de longterme de Gaz de France contiennent des clauses de take-or-pay

par lesquelles Gaz de France s’engage à payer annuellementdes volumes minima de gaz, qu’il en prenne livraison ou non(sauf en cas de défaut du vendeur ou de force majeure). Laplupart des contrats prévoient cependant des clauses deflexibilité de type make-up ou carry forward, c’est-à-dire desmécanismes de compensation qui permettent de reporter surune période ultérieure les éventuelles livraisons relatives à desvolumes déjà payés mais non enlevés (make-up) ou de déduiredans une certaine limite de l’obligation de take-or-pay desvolumes enlevés au cours des années précédentes au-delà desvolumes minima applicables à ces années (carry forward).

Les prix des contrats sont indexés (mensuellement outrimestriellement) sur des produits énergétiques avec lesquels legaz est directement ou indirectement substituable(principalement des produits pétroliers). De plus, ces contratsprévoient la révision périodique (2 à 4 ans) du prix et de la formuled’indexation pour prendre en compte les évolutions survenuessur le marché. La plupart des contrats prévoient également lapossibilité de réviser les prix en cours de période. Certainscontrats prévoient en outre la possibilité de modifier d’autresstipulations contractuelles en cas de survenance d’événementsexceptionnels affectant l’équilibre économique des contrats(hardship). Les parties sont alors tenues de négocier de bonne foiet peuvent, en cas de désaccord, recourir à l’arbitrage.



Les contrats d’approvisionnement déterminent un ou plusieurspoints de livraison. Les points de livraison du gaz livré pargazoduc sont répartis sur l’ensemble du système de transporteuropéen et, dans le cas du GNL, majoritairement positionnésaux points de chargement des navires dans les usines deliquéfaction des fournisseurs. Gaz de France est ainsi impliquédans le transit/transport terrestre ou maritime.

Les quantités minimales que Gaz de France (hors filiales) estobligé de prendre au titre des contrats à long terme s’élèvent à47 milliards de mètres cubes en 2007, 177 milliards de mètrescubes pour la période s’étendant de 2008 à 2011 et 477 milliardspour 2012 et au-delà.

Par ailleurs, à la suite de son engagement auprès de laCommission européenne, et après concertation avec la CRE, Gazde France a mis à la disposition des autres fournisseurs unequantité de 15 TWh de gaz naturel par an au Point d’Echange deGaz Sud sur une période de trois ans à compter de 2005, soit 45TWh au total.

6.1.3.1.2.2.1.1.2 Diversification des approvisionnements

Gaz de France maintient une diversification des approvisionnementsafin de limiter ses risques de contrepartie, de se protéger contre desinterruptions ponctuelles et d’adapter au mieux ses achats de gaz àses besoins.

Le tableau ci-dessous indique la répartition géographique des sources d’approvisionnement de gaz de Gaz de France (y compris lesressources propres) pour chacun des trois exercices clos les 31 décembre 2005, 2006 et 2007.

Tableau – répartition géographique des sources d’approvisionnement (y compris ressources propres)


2005 2006 2007

(TWh) (%) (TWh) (%) (TWh) (%)

Norvège 165,1 24,7 % 135,0 21,1 % 132,6 21,5 %

Russie 130,4 19,5 % 101,2 15,8 % 95,7 15,5 %

Pays-Bas 94,9 14,2 % 100,9 15,8 % 94,9 15,4 %

Algérie 99,1 14,8 % 94,7 14,8 % 105,9 17,2 %

Egypte 25,7 3,8 % 53,7 8,4 % 53,2 8,6 %

Royaume-Uni 25,8 3,9 % 24,5 3,8 % 23,0 3,7 %

Libye 10,1 1,5 % 18,8 3,0 % 19,3 3,1 %

Nigeria 8,6 1,3 % 5,0 0,8 % 6,4 1,0 %

Allemagne 1,3 0,2 % 2,2 0,4 % 3,7 0,6 %

Autres sources (11) 107,9 16,1 % 103,2 16,1 % 82,3 13,4 %

Total 668,9 100,0 % 639,2 100,0 % 617,0 100,0 %

(11) Achats sur les marchés court terme et gaz de mines.

Les principaux pays fournisseurs de Gaz de France sontaujourd’hui la Norvège, la Russie, l’Algérie, les Pays-Bas,l’Egypte, le Royaume-Uni, la Libye et le Nigeria. Ces pays ontmis en place des infrastructures permettant la production et letransport terrestre ou off shore du gaz vers les principauxmarchés de l’Europe. Directement en tant qu’actionnaire ouindirectement grâce à des contrats de réservation de capacité delong terme, Gaz de France œuvre pour financer et développer,en aval de ses points de livraison, des moyens d’acheminementterrestre et maritime et de réception de gaz nécessaires àl’exécution de ses contrats d’approvisionnement. Gaz de Francedétient ainsi aujourd’hui des droits d’utilisation à long terme et/ou des participations dans des infrastructures de transit/transport international de gaz ainsi que dans des navires et desterminaux méthaniers. Hors de France, ces droits et/ouparticipations concernent notamment MEGAL (Mittel Europa GasLeitung) en Allemagne, SEGEO (Société Européenne du GazoducEst-Ouest) en Belgique, Interconnector entre le Royaume-Uni etle continent européen, ainsi que des réservations de capacitésaux Pays-Bas, en Belgique, en Autriche et en Allemagne pour

l’acheminement (entre autres) des gaz hollandais, norvégien etrusse de son portefeuille de contrats de long terme. Par ailleurs,Gaz de France a souscrit des droits d’accès à long terme dansles terminaux méthaniers de Isle of Grain au Royaume-Uni (àpartir d’octobre 2008), de Cartagène et Huelva en Espagne.

Le Groupe entretient depuis de nombreuses années desrelations de long terme avec ses fournisseurs traditionnels parle biais de contrats d’approvisionnement. Ces relations peuvents’enrichir de partenariats revêtant d’autres formes. Parexemple, le Groupe a développé des partenariats avec dessociétés britanniques, norvégiennes, néerlandaises etalgériennes dans le cadre de son activité Exploration-Production ; en 2007, un nouveau contrat d’approvisionnement aété signé avec un partenaire de la filiale britannique deproduction de Gaz de France. Des sociétés communes ont étécréées avec Gazprom et Sonatrach dans plusieurs domainesd’activité et Gaz de France participe à l’usine de production deGNL de Snøhvit (Norvège) dont la phase de démarraged’exploitation est en cours.



Le Groupe élargit par ailleurs son portefeuilled’approvisionnement auprès de ses fournisseurs traditionnels etauprès de nouveaux pays fournisseurs pour répondre à sacroissance future en Europe. En 2006, les contrats de fourniturede gaz conclus avec Gazprom ont été renouvelés jusqu’en 2030.Fin 2007, Gaz de France a également renouvelé ses contratsd’approvisionnement en GNL algérien jusqu’en 2019.

Enfin, dans le cadre d’un contrat d’échange de gaz de longterme conclu entre ENEL et Gaz de France, ce dernier reçoit àMontoir-de-Bretagne le GNL nigérian de l’électricien italien (3,5milliards de mètres cube par an) et lui restitue en différentspoints du réseau européen (notamment à la frontière austro-slovaque et dans le terminal méthanier italien de Panigaglia) unvolume de gaz équivalent à partir de son propre portefeuilled’approvisionnement. Le gaz nigérian d’ENEL n’est pas inclusdans les chiffres du portefeuille des approvisionnements de Gazde France donnés ci-dessus, Gaz de France n’étantqu’importateur et non pas acheteur de ce gaz. Le risque dedéfaillance du fournisseur nigérian est assumé par ENEL, Gazde France pouvant dans ce cas interrompre la prestationd’échange.

Gaz de France assure par ailleurs, pour des opérateurs tiers, autitre de contrats à long terme (pouvant aller au-delà de 2025),les prestations de transit suivantes :

• relivraison à la frontière espagnole (Col de Larrau), pour lesbesoins de Gas Natural, d’un volume de gaz norvégien allantjusqu’à 2,4 milliards de mètres cube par an, livré par Statoil,Norsk Hydro, Shell, Total et Conoco à Gaz de France dans lenord de la France (Taisnières) ;

• relivraison à la frontière suisse (Oltingue) à ENI, d’un volumede gaz norvégien allant jusqu’à 6,5 milliards de mètres cubepar an, livré par cette société dans le nord de la France à Gazde France (à Dunkerque et/ou Taisnières).

6.1.3.1.2.2.1.1.3 Le Gaz naturel liquéfié (GNL) dans lesapprovisionnements

L’ensemble de la compétence de Gaz de France sur la chaîneGNL, de la production à l’importation et la commercialisation, enpassant par l’exploitation de terminaux de regazéification et letransport maritime, lui permet de tirer profit du développementsignificatif que connaît cette industrie. Le GNL fait en effetl’objet d’un développement rapide et prend une part croissantedans l’approvisionnement global en gaz naturel. Sa croissance(supérieure à celle que connaît le gaz par gazoduc) s’inscrit dansun contexte véritablement mondial. Le GNL apporte unesouplesse additionnelle à la gestion du portefeuilled’approvisionnement par la possibilité de modifier la destinationdes navires méthaniers. Gaz de France entend participeractivement à cette croissance et augmenter ses capacités dansle domaine des approvisionnements GNL, de façon à sécuriserses approvisionnements et à pouvoir opérer à une échellesignificative sur les marchés internationaux.

En 2006, le Groupe était le troisième importateur mondial deGNL (source : GIIGNL) et le premier importateur européen. Aucours de l’exercice clos le 31 décembre 2007, environ 30 % deses approvisionnements de long terme en gaz naturel étaientconstitués de GNL principalement en provenance d’Algérie etd’Egypte.

L’essentiel du GNL est acheté sur une base FOB long terme parGaz de France qui en assure donc le transport jusqu’auxterminaux de destination. Le transport maritime directementassuré par le Groupe concernait en 2007 des engagementscontractuels de 119 TWh par an de GNL algérien et de 55 TWh deGNL égyptien, dont les livraisons ont commencé en juillet 2005.Ils seront complétés par du GNL en provenance de Norvège àcompter de 2008, à hauteur de 7,5 TWh en année pleine. Lesdéchargements sont réalisés principalement dans les terminauxméthaniers français de Montoir-de-Bretagne et de Fos Tonkinmais également en Europe (notamment Espagne, Grèce,…), enAmérique du nord ou en Asie. Gaz de France pourra égalementdécharger du gaz dans le terminal de Fos Cavaou à partir de2009 et dans le terminal d’Isle of Grain au Royaume-Uni à partirde 2008. Ce schéma d’approvisionnement permet à Gaz deFrance d’optimiser l’organisation du transport maritime et desaisir des opportunités commerciales de court terme(transactions d’achat/vente de cargaisons).

Pour répondre à ses besoins, en constante croissance, detransport maritime de long terme, Gaz de France est :

• affréteur de cinq méthaniers dont il est pleinementpropriétaire (3 navires) ou copropriétaire (2 navires au31 décembre 2007) :

– Tellier – 40 000 m3 (propriété du Groupe) ;

– Provalys – 154 500 m3 (propriété du Groupe) ;

– Gaz de France energY – 74 000 m3 (propriété du Groupe) ;

– Edouard LD – 129 300 m3 (détenu en copropriété 50 %-50 %avec Louis Dreyfus Armateur) ;

– Gaselys – 154 500 m3 (détenu à 60 % par le groupe NYK et à40 % par Gaz de France) ;

• affréteur auprès de tiers de sept autres navires méthaniers(dont 2 affrétés en long terme, les autres en court-moyenterme) :

– Ramdane Abane – 126 000 m3 (Algérie, affrétement de longterme) ;

– LNG Lerici – 65 000 m3 (Italie, affrètement de long terme) ;

– Tenaga Satu – 130 000 m3 (Malaisie, affrètement de courtterme) ;

– Maran Gas Asclepius – 145 800 m3 (Grèce, affrètement decourt terme) ;

– SCF Polar – environ 71 700 m3 (Libéria, affrètement de courtterme) ;

– Maran Gas Coronis – 145 700 m3 (Grèce, affrètement de courtterme) ;

– Iberica Knutsen – 138 100 m3 ( Norvège, affrètement de courtterme) ;



– Grace Cosmos – 147 500 m3 (Panama, affrètement de moyenterme) : navire en construction, livraison en 2008

Les affrètements de court terme peuvent être complétés, le caséchéant, par des affrètements de très court terme ; ils visent àfaire face à des besoins ponctuels et à réaliser par exemple desopérations d’arbitrage.

Par ailleurs, Gaz de France est actionnaire à 80 % (l’armateurjaponais NYK détenant les 20 % restants) de la sociétéGazocéan, qui fournit les équipages et assure la gestionmaritime des navires Tellier, Gaselys, Provalys et Gaz de FranceenergY.

Enfin, Gaz de France est actionnaire à hauteur de 40 % de lasociété Gaztransport & Technigaz (GTT), concepteur desystèmes de confinement des cuves de méthaniers développantles techniques d’isolation des cuves de méthaniers de type« membranes » qui équipaient 55 % des navires méthaniers enopération dans le monde en 2006 et 87 % des navires encommande à fin 2006 (source : GII GNL).

6.1.3.1.2.2.1.1.4 Gestion optimisée des approvisionnements deGaz de France

Aucun contrat d’approvisionnement n’étant adossé à un client ouà un groupe de clients particuliers, Gaz de France gère sesbesoins globaux en gaz naturel, sur ses différents marchéseuropéens, de façon à optimiser le coût global de sonapprovisionnement.

Les approvisionnements sont fondés en premier lieu sur descontrats à long terme. Ces contrats prévoient, au bénéfice del’acheteur, une certaine flexibilité dans les volumes de livraison.Gaz de France optimise la gestion de son portefeuilled’approvisionnement, tant en volumes qu’en prix, en tirantnotamment profit de la diversité de son portefeuille de contrats.

Ces approvisionnements de long terme sont complétés par desachats de court ou moyen terme auprès des fournisseurs delong terme de Gaz de France ou d’autres négociants, et ce afind’ajuster plus finement les ressources au développement desventes tout en tirant parti des diverses opportunités de marché.

Les activités de court terme permettent notamment decompléter ou d’alléger le portefeuille d’approvisionnement aumeilleur prix. Au travers de sa filiale Gaselys, Gaz de France estactif sur les marchés spot (notamment, pour le gaz, le NationalBalancing Point au Royaume-Uni, le Hub de Zeebrugge enBelgique et le Title Transfer Facility (« TTF ») aux Pays-Bas etles Points d’Echange Gaz en France) et réalise des opérationsd’arbitrage en intervenant à l’achat et à la vente sur les marchésde court terme, et en effectuant des opérations d’achat et ventede produits dérivés liés à l’énergie.

La présence significative de Gaz de France sur le marché decourt terme facilite également la gestion des aléas de livraisondes chaînes d’approvisionnement habituelles.

En complément des optimisations entre contrats et du recoursaux opérations de court et moyen terme, Gaz de France utilise

les capacités de stockage réservées dans les stockagessouterrains comme outil de gestion. Le gaz stocké pendant l’étécontribue avec la mobilisation des volumes de flexibilité descontrats d’approvisionnement, à répondre à la demandesupplémentaire de la clientèle en hiver en assurant la continuitéde fourniture à ses clients dans les respect des obligationslégales qui s’imposent à tous les fournisseurs de gaz naturel :en France, l’entreprise doit être en mesure de livrer tous sesclients fermes dans le cas de rigueurs climatiques ne serencontrant statistiquement pas plus de deux fois par siècle –risque dit « 2 % ».

6.1.3.1.2.2.1.1.5 Marchés de court terme : Gaselys

Gaselys est une société de trading d’énergie, créée en 2001 parle Groupe (51 %) et la Société Générale (49 %) pour intervenir surles marchés du gaz et de l’électricité en Europe (hubs gaziers,bourses électriques) (12).

Sur la base de ses activités de trading physique et financier,Gaselys propose à Gaz de France et à ses clients, ainsi qu’à desclients directs, des produits de couverture leur permettant degérer leurs risques liés aux fluctuations des cours de l’énergieet des solutions d’optimisation d’actifs physiques (gestion desflexibilités des capacités de production, de transport ou destockage) ou contractuels (flexibilités des contrats d’achat ou devente de gaz et d’électricité). Gaselys s’est vue octroyer le statutde prestataire de services d’investissement par le Comité desétablissements de crédit et des entreprises d’investissement(CECEI) et est contrôlée, en conséquence, par la Commissionbancaire et l’AMF.

L’activité principale de Gaselys consiste à réaliser desopérations d’achat et de vente sur les marchés de court-termedu gaz, de l’électricité, du pétrole, du charbon et des certificatsd’émission de CO2 et des certificats verts.

Ces opérations sont menées pour le propre compte de Gaselys,ou pour le compte de Gaz de France ou de tiers, à qui Gaselysfournit ainsi un accès aux marchés physiques de court terme età des produits financiers de couverture de risques de prix.

Gaselys développe des services généralement en complémentdes activités amont (optimisation des activités d’Achat-Vented’Energie et Exploration-Production) ou aval (structuration deprix pour la commercialisation et les ventes) du Groupe, ce quipermet d’en améliorer la compétitivité.

En amont, Gaselys et les directions du Groupe chargées del’achat d’énergie coopèrent de manière à compléter ou délesterle portefeuille d’approvisionnement au meilleur prix, à profiterd’opportunités d’arbitrage entre les contrats et le marché, àré-équilibrer l’exposition de l’activité aux risques de variationdes indices pétroliers servant de référence pour ladétermination des prix d’achat ou de vente du gaz, et à valoriserdes flexibilités contractuelles ou physiques.

En aval, Gaselys construit en commun avec les équipescommerciales de Gaz de France des offres tarifaires etd’optimisation innovantes qui permettent de structurer des

(12) Les risques sont répartis entre les deux sociétés au prorata de leurs participations. Le Groupe dispose d’une option d’achat des titres détenus par le groupe Société Générale exerçable du15 mars au 30 avril 2010 et le groupe Société Générale dispose, sur ces mêmes titres, d’options de ventes exerçables du 1er mai au 15 juin 2010. Le prix d’exercice est fondé sur le résultatnet de Gaselys.



contrats de fourniture en les adaptant à la situation financièrespécifique des clients : offres à prix fixes, indexations diverses,contrats d’achat assortis d’une option d’achat supplémentaire.Les équipes de Gaselys offrent également à l’attention desgrands comptes du Groupe un accès de qualité à certainesinformations et analyses issues de la salle de marché (conseils,actualités, bulletins d’informations économiques).

Gaselys est présent sur les marchés suivants :

Gaz :

NBP au Royaume-Uni, Hub de Zeebrugge en Belgique et TTFaux Pays-Bas, BEB et EON en Allemagne, PEG en France etNymex aux Etats-Unis ;

Electricité :

Royaume-Uni (notamment UK Power Exchange), France(notamment Powernext), Allemagne (notamment EEX), Belgique(notamment Endex et Belpex), Pays-Bas (Endex et APS) etEspagne ;

Pétrole :

sur toutes les références de pétrole brut ou raffiné en Europe etaux Etats-Unis (transactions financières uniquement).

Charbon :

sur les références du marché nord-ouest européen(transactions financières uniquement)

CO2 :

dans le cadre de l’ETS (European Trading Scheme), en France(notamment sur Powernext Carbon) et partout dans les pays quiparticipent à l’ETS.

Certificats verts :

sur les marchés européens

Gaselys renforce et structure ses fonctions de support pouraméliorer, d’une part, la mesure et le contrôle des risques et,d’autre part, le contrôle interne.

Le dispositif de contrôle des risques s’appuie sur une forteimplication de ses actionnaires, Gaz de France et SociétéGénérale. Leurs équipes spécialisées en risques de marché etde crédit concourent aux travaux afférents et participent aucomité risques de Gaselys.

En matière de risques de crédit, la politique est fixée par lesactionnaires de Gaselys qui accordent notamment des lignes decrédit, contrepartie par contrepartie, ce qui permet d’encadrerces risques.

Concernant les risques de marché et les risques physiques(risques de défaillances d’actifs physiques), l’équipe decontrôleurs des risques en salle de Gaselys exerce un suivi surune base quotidienne. L’estimation du risque de marché estréalisée à partir d’un modèle de risque décennal de typescénario catastrophe (stress test) et par un modèle de type value

at risk. L’ensemble des risques associés au risque de marché etau risque de contrepartie fait l’objet d’une revue périodiqueentérinée par le conseil d’administration de Gaselys et lesdivisions d’évaluation des risques de ses actionnaires.

Gaselys est amené à prendre des positions de taux d’intérêt etde change qui restent non significatives, comparativement auxrisques matières premières. Les expositions taux d’intérêt etchange sont encadrées par un jeu de limites dédiées.

Le risque de liquidité est appréhendé par des simulations. Sonsuivi est assuré au moyen d’un prototype de gestion des besoinsde trésorerie, d’un reporting régulier à la direction générale deGaselys de la situation de trésorerie et de l’utilisation des lignesde trésorerie, ainsi que d’une procédure d’urgence en cas debesoin de liquidités.

Enfin, Gaselys assure le suivi de son risque opérationnelconformément aux meilleures pratiques de Bâle 2.

En termes de contrôle interne, le respect par les collaborateursdes règles et procédures en vigueur pour toutes opérationstraitées (notamment le principe de séparation des tâches, ladélimitation des responsabilités, le rapprochement entreinformations) fait l’objet d’une vérification régulière. Par ailleurs,un responsable du contrôle interne et de la conformité estchargé, entre autres, des préconisations des missions decontrôle et le suivi des préconisations des missions de contrôleet d’audit. Le département Risques de crédit est notamment encharge de l’organisation de la lutte contre le blanchiment et dela réalisation de diligences lors de l’entrée en relationsd’affaires avec un tiers.

Enfin, un comité « nouveaux produits » a vocation à examiner etstatuer sur la faisabilité opérationnelle d’une nouvelle activité,en se prononçant notamment sur l’organisation opérationnelle,les risques, les systèmes de suivi et de gestion et les dispositifscontractuels ou juridiques.

Le responsable du contrôle interne et de la conformité a élaboréun manuel de déontologie qui rassemble des règles de bonneconduite et les principes essentiels que l’ensemble du personnelde Gaselys doit respecter. Il forme, conseille et assiste lescollaborateurs et s’assure du respect de ces règles.

6.1.3.1.2.2.2 Approvisionnement et production d’électricité

Pour déployer ses offres duales gaz et électricité en Europe, leGroupe entend se constituer un portefeuilled’approvisionnements électriques optimisé et diversifié. Commepour le gaz naturel, Gaz de France intégrera des ressourcespropres et des ressources contractuelles à court comme à longterme : 50 % à 60 % de ressources propres produites dans lescentrales du Groupe en France et à l’étranger, des contratsd’approvisionnement à long terme auprès de producteurscomplèteront les ressources à hauteur de 20 % à 30 % tandisque le solde sera acquis sur le marché au gré des opportunités.Pour ses ressources propres, le Groupe se positionne sur ledéveloppement de nouvelles installations de productiond’électricité, et en particulier, les unités fonctionnant au gaznaturel. Les projets intégrés dans lesquels le Groupe peutfournir le gaz consommé pour la production d’électricité etcommercialiser l’électricité produite seront privilégiés.



L’engagement du Groupe en faveur du développement durablevisant à réduire les émissions de gaz à effets de serre et àdévelopper l’usage des énergies renouvelables pour luttercontre le réchauffement climatique, conduit à la constitutiond’un portefeuille conséquent dans les ENR, dont lamatérialisation se fait aujourd’hui à travers l’éolien.

En France, pays dans lequel l’offre duale est très récente, leGroupe peut d’ores et déjà s’approvisionner auprès de sacentrale de Dunkerque (DK6) et pourra s’appuyer, à terme etdans certaines conditions, sur une partie du parc decogénérations qu’il a développé. Il a par ailleurs, comme lesautres fournisseurs d’électricité en France, accès au marché degros de l’électricité français et a conclu en 2005 un contratd’approvisionnement en électricité auprès d’EDF. En 2006, unappel d’offre du RTE pour la construction et l’exploitation d’unecentrale de pointe à Saint-Brieuc (200 MW) a été remporté par leGroupe, dont le développement s’est engagé en 2007 avecl’enquête publique dont les conclusions sont attendues en 2009.Les travaux de construction de la centrale de Cycofos sur un sited’Arcelor Mittal à Fos sur Mer (puissance totale de 484 MW dontun cycle combiné au gaz naturel pur de 425 MW) se sontpoursuivis, avec l’objectif d’une mise en service prévue en 2008.Le Groupe a également développé un projet de cycle combiné àMontoir de Bretagne, sur un site proche du terminal méthanier,dont la construction devrait être lancée en 2008. Dans lesprochaines années (2008 – 2010), d’autres projets viendrontrenforcer le portefeuille d’approvisionnement du Groupe.

En 2006, la stratégie de développement dans les ENR a étélancée, avec la création d’une société de développement etd’exploitation de production éolienne Maia Eolis, en partenariatavec le groupe Maia Sonnier. Cette société détient des fermeséoliennes représentant une puissance totale de 48 MW, et a unobjectif de développement en France de 300 MW à l’horizon2012.

En 2007, le développement de la filière éolienne du Groupe s’estaccéléré avec l’acquisition de deux sociétés (ERELIA etEoliennes de la Haute Lys) d’une puissance totale installée de94 MW. Fin 2007, le parc de production éolienne du Groupe estainsi le plus important de France. Afin de matérialiser sonengagement dans la filière des énergies renouvelables et dudéveloppement durable, le Groupe a rassemblé début 2008l’ensemble de ses participations dans le domaine éolien dansune nouvelle filiale, GDF Futures Energies, dont l’objectif est deporter le développement de la production d’électricitérenouvelable du Groupe (petite hydraulique, éolien, solairethermo-électrique) en France et en Europe.

Au Royaume-Uni, marché où le Groupe réalise à ce jour lesventes électriques les plus importantes, l’approvisionnement seréalise par l’intermédiaire de la filiale de trading Gaselys. Ildispose, par ailleurs, du site de production de Shotton (210MWel) acquis en 2003. Gaz de France a également renforcé sonapprovisionnement avec la signature d’un contrat avec lacentrale de Drax (fonctionnant au charbon) diversifiant ainsi sonrisque sur le gaz naturel. Gaz de France prévoit de renforcer sonapprovisionnement en électricité par des actifs physiques de

production et par des ressources contractuelles en fonction desopportunités d’acquisition ou de contractualisation auprès deproducteurs indépendants.

Gaz de France et Suez ont annoncé le 25 février 2008,l’acquisition de la société Teesside Power Limited. A l’issue decette acquisition soumise à l’approbation des autoritéscompétentes, Suez via sa filiale Electrabel et Gaz de France viasa filiale GDF International détiendront chacun 50 % de lasociété. située sur le site industriel de Wilton au nord-est del’Angleterre, la centrale électrique de Teesside d’une puissancede 1875 MW est actuellement la centrale à cycle combiné la pluspuissante d’Europe.

Le Groupe est actionnaire de la centrale à cycle combinéconstruite par la société américaine AES à Cartagène, enEspagne. Sur cette centrale, il est titulaire d’un contrat defaçonnage (ou tolling, contrat par lequel le Groupe fournit du gazet reçoit en contrepartie les revenus de l’électricité produite parla centrale) pour la totalité de la puissance de l’installation. Untel positionnement lui permet notamment de percevoir la totalitédes produits résultant d’arbitrages entre gaz et électricité sur lemarché espagnol. La mise en service a été effectuée endécembre 2006.

Gaz de France n’exclut pas de reproduire une telle expériencesur d’autres marchés en Europe, seul ou en partenariat, si lesconditions s’avèrent favorables.

6.1.3.1.2.2.3 Vente d’énergies

6.1.3.1.2.2.3.1 – Segmentation des clients gaz

Gaz de France développe son offre commerciale et sa notoriétéavec l’ambition d’être le commercialisateur que les clientschoisissent dans un nouveau contexte de marché ouvert à laconcurrence.

Gaz de France a adapté sa segmentation à l’ouverture desmarchés et a mis en place une politique de marques, unedémarche commerciale et une organisation selon troisnouvelles catégories, correspondant aux trois grandes étapes dupassage à la concurrence.

L’organisation de Gaz de France distingue aujourd’hui :

• les clients particuliers ou résidentiel individuel qui ont, depuisle 1er juillet 2007, la possibilité de choisir leur fournisseur degaz naturel et d’électricité ;

• les clients affaires : principalement les professionnels(commerçants, artisans et professions libérales), lesPME-PMI, les résidences collectives, certains clients tertiairesprivés et publics ainsi que les collectivités territoriales, touséligibles depuis le 1er juillet 2004 ;

• les grands clients industriels et commerciaux devenuséligibles entre août 2000 et juillet 2003.



Le tableau ci-dessous présente la ventilation, par catégorie de clients, des ventes de gaz naturel du Groupe (hors activité de trading) pourchacun des trois derniers exercices :

Ventes de gaz naturel par le segment Achat Vente d’Energie (13)

(en TWh) 2005 2006 2007

En France

Résidentiel individuel 139 133 125

Clientèle d’affaires 189 179 164

Grands clients industriels et commerciaux 115 100 87

Autres clients 26 28 26

Total France 469 440 402

En Europe

Grands clients industriels et commerciaux 101 114 116

Autres clients 10 10 12

Total Europe 111 124 128

Ventes sur les marchés de court terme 65 72 79

Total segment Achat-Vente d’Energie 645 636 609

(13) y compris la quote-part du groupe Gaz de France des ventes d’énergie par les sociétés consolidées par intégration proportionnelle.

6.1.3.1.2.2.3.2 Offre de Gaz de France et politique de marques

Le premier élément de cette stratégie est le renforcement de lareconnaissance de Gaz de France comme fournisseur historiquede gaz en France. En novembre 2002, Gaz de France a adopté unnouveau logo dont la forme rappelle l’activité gazière, afin del’identifier avec son métier de base et d’éviter la confusion avecEDF, notamment s’agissant des particuliers et des clientsaffaires. Les campagnes de promotion des marques ont permisau Groupe de gagner en notoriété.

Le Groupe élabore parallèlement des offres adaptées auxbesoins de chaque catégorie de clients, avec une marquespécifique pour chaque offre, une politique d’accompagnementde la vente de gaz et d’autres produits énergétiques (notammentélectricité) et des services complémentaires.

Ces marques dont la communication est toujours associée àl’enseigne Gaz de France comprennent notamment Dolce Vita®,destinée aux particuliers ; Provalys®, pour les professionnels,résidences collectives, PME-PMI et certains clients tertiairesprivés et publics ; Gaz de France energY®, pour les grandsclients industriels et commerciaux ; et Energies Communes®

qui s’adresse aux collectivités territoriales.

6.1.3.1.2.2.3.2.1 Grands clients industriels et commerciaux enFrance et en Europe – Gaz de France energY®

Les grands clients industriels et commerciaux de Gaz de Francecorrespondent majoritairement aux clients européens qui sontdevenus progressivement éligibles entre août 2000 et juillet

2003. Au 31 décembre 2007, Gaz de France comptait plus de 300clients dans cette catégorie, répartis sur plus de 1 000 sites enEurope continentale. GDF-ESS au Royaume-Uni qui appartient àcompter de 2007 au segment Transport-Distribution Internationalvend également sous la marque Gaz de France energY®.

Les clients du Groupe appartenant à la catégorie grands clientsindustriels et commerciaux comprennent notamment :

• des clients industriels à forte consommation, principalementdans les secteurs des prestataires de services énergétiques,de la chimie et pétrochimie, puis de l’industrie des matériauxet de la sidérurgie ;

• des producteurs d’électricité.

L’offre de Gaz de France auprès des grands clients industriels etcommerciaux est majoritairement commercialisée sous lamarque Gaz de France energY®. Gaz de France propose à cesclients des offres « sur mesure » qui incluent la vente de gaz et,le cas échéant, d’électricité, ainsi que :

• une offre de gestion de risques et d’ingénierie prix, ens’appuyant notamment sur les compétences de Gaselys. Ainsi,Gaz de France est en mesure d’offrir à ses grands clients desprix fixes ou des prix indexés pour une période déterminée,ainsi que des prestations leur permettant de gérer de manièredynamique le prix de leurs achats d’énergie au cours del’année ; et



• des offres combinant énergie et optimisation desperformances, en s’appuyant notamment sur l’activité Servicesde Gaz de France, par laquelle Gaz de France propose desservices tels que :

– la gestion ou l’optimisation des installations de chauffage oude consommation d’énergie pour accompagner la vente degaz ;

– la vente combinée de gaz et d’électricité, voire de vapeur, enoptimisant le fonctionnement des actifs décentralisés deproduction d’électricité que peuvent posséder les clients oudont ils souhaitent se doter. Dans ce dernier cas, laprestation inclut, le cas échéant et souvent sous formepartenariale, la construction, le financement et l’exploitationd’unités de production d’électricité (cogénération,trigénération, voire cycles combinés).

Gaz de France estime que ses offres auprès des grands clientsindustriels et commerciaux lui ont permis de limiter les pertesde parts de marché en France. Il a ainsi pu s’affirmer comme unacteur de taille sur des marchés importants en Europe etmaintenir, pour l’ensemble de son portefeuille, un prix de laressource gaz compétitif. Sur le marché des grands clientsayant le droit de choisir leur fournisseur en France depuis août2000, Gaz de France a ainsi conservé une part importante des

contrats malgré un marché de plus en plus ouvert. Gaz deFrance estime à fin 2007 sa part de marché des grands clientsindustriels et commerciaux sur la France entière à environ 55 %.

Gaz de France estime que les ventes hors de France seront lemoteur de la croissance des ventes aux grands clientsindustriels et commerciaux. Les marchés sur lesquels le Groupeest présent sont : le Royaume-Uni, la Belgique, les Pays-Bas,l’Italie, l’Espagne, l’Allemagne, la Hongrie et le Luxembourg.

La capacité de pénétration sur chacun de ces marchés varie enfonction de nombreux facteurs dont l’environnementréglementaire ainsi que les possibilités concrètes d’accès auxinfrastructures de transport nécessaires à l’acheminement dugaz.

Ainsi les ventes à l’étranger en Europe Continentale (réaliséesprincipalement auprès des grands clients industriels) sontpassées de 44 TWh en 2004 à 70 TWh en 2005, 83 TWh en 2006 et81 TWh en 2007. Au total, les ventes aux grands clientsindustriels et commerciaux en France et en Europe Continentalesont de 168 TWh en 2007.

Le tableau ci-dessous présente la pénétration du Groupe sur cesmarchés pour les exercices clos les 31 décembre 2005, 2006 et2007.

Tableau – Evolution des volumes vendus par pays

Volumes vendus (TWh) 2005 2006 2007

Royaume-Uni (14) 30,7 31,3 34,3

Belgique+Luxembourg (14) 21,2 25,4 20,7

Pays-Bas 20,2 21,0 20,8

Italie (1) 16,9 21,0 21,5

Espagne 5,2 6,2 5,1


Hongrie (1) – 0,3 3,0

(14) Ces ventes incluent le sourcing de filiales rattachées au segment Transport Distribution International : Royaume Uni, Hongrie, Belgique depuis 2005 et Italie depuis 2007.

Prix de vente négociés pour les clients ayant exercé leur

faculté de choisir leur fournisseur de gaz

Les prix proposés aux clients ayant exercé leur faculté de choisirleur fournisseur de gaz sont déterminés en fonction desconditions du marché, celui-ci étant ouvert à la concurrence.

Gaz de France propose aux grands clients industriels etcommerciaux des prix adaptés à leurs besoins dans le cadre deson offre Gaz de France energY®. Cette offre comprend unecomposante d’ingénierie de prix permettant de proposer, en plusdes prix fixes, d’autres types de prix avec des indexationsvariées. Le fournisseur d’un grand client industriel oucommercial est fréquemment choisi par appel d’offres.

Pour les clients professionnels, les résidences collectives, lesclients industriels et PME-PMI ainsi que les collectivitésterritoriales, la tarification du gaz entre dans le cadre des offres

Provalys® ou Energies Communes®, décrites ci-dessous auparagraphe 6.1.3.1.2.2.2.2.3 – « Clients affaires en France –Provalys® et Energies Communes® ».

6.1.3.1.2.2.3.2.2 Clients particuliers en France – Gaz de FranceDolce Vita®

Les clients particuliers sont ceux qui consomment l’énergiepour leurs besoins personnels (chauffage, cuisine, eau chaudesanitaire). Au 31 décembre 2007, Gaz de France comptait environ10,5 millions de clients dans cette catégorie en France. Cesclients ont principalement recours au gaz naturel pour lechauffage, avec environ 70 % des foyers desservis par Gaz deFrance équipés de chauffage individuel au gaz.

Sur l’année 2007, les ventes, en volume, de gaz naturel auxclients particuliers sont de 125 TWh contre 133 TWh en 2006. Aclimat moyen, elles sont stables par rapport à l’année dernière.



La baisse des ventes observée en 2007 est liée à un climat pluschaud que celui de l’année précédente.

Les clients particuliers sont desservis en gaz naturelprincipalement sur la base de tarifs administrés.

L’offre de Gaz de France auprès des clients particuliers estcommercialisée sous la marque Gaz de France Dolce Vita®,lancée en novembre 2002.

L’année 2007 qui a vu le marché des clients particuliers s’ouvrirà la concurrence a conduit à une perte estimée de 24 000 clientssur un portefeuille à l’ouverture de 10,5 millions de clients. Cespertes ont été réalisées à 90 % sur des clients en situation deflux au profit quasi-exclusif d’EDF (déménagements) et à 10 %par des attaques directes sur le stock.

Parallèlement, 46 500 clients électricité ont été acquis par Gazde France notamment dans le cadre d’offres gaz naturel +électricité. 77 000 offres de marché gaz naturel ont égalementété placées.

La stratégie marketing et commerciale sur le marché des

clients particuliers

La stratégie marketing et commerciale répond à deux objectifs :

• Etre clairement perçu par nos clients comme un acteur multi-énergies, compétitif et fiable, capable de les accompagner surl’ensemble de leurs problématiques énergétiques (électricitéet gaz), en particulier dans les moments clés : raccordement,mise en service, projets.

• Limiter l’exploitation par EDF de l’avantage concurrentiel dedépart que lui procure la confusion d’image avec Gaz deFrance.

La stratégie commerciale sur le marché des particuliers en 2007s’articule autour de 3 axes :

• Être le commercialisateur multi-énergies leader sur le gaz

naturel

• Être acteur du développement durable

• Augmenter la performance commerciale en réduisant nos

coûts commerciaux et en améliorant notre BFR.

La gamme d’offres énergies 2007 sur le marché des

particuliers Les offres de marché énergies gaz+électricité de laDirection Commerciale ont été construites autour de troisengagements répondant aux attentes clef des clients et ont suen ce sens les séduire :

• Le Respect de la liberté de choix de nos clients entre le tarifréglementé et les offres de marché

• L’Engagement pour l’environnement avec la promotion

– de la production d’électricité à partir de sources d’énergiesrenouvelables à hauteur de 21 % de la consommationélectricité, garantie par l’achat de certificats verts par Gaz deFrance et ce sans surcoût pour le client ;

– des travaux d’économies d’énergie par une incitation tarifaireou des prêts bonifiés par Gaz de France.

• L’Engagement de transparence et de visibilité sur le prix desénergies avec la proposition dans toutes offres de marché d’unprix fixe 1, 2 ou 3 ans au choix du client, pour l’abonnement etla consommation

Pour répondre de manière personnalisée au client en fonctionde sa situation, quatre bouquets énergies + services ont étécréés :

• le bouquet DolceVita « je déménage» ;

• le bouquet DolceVita « je rénove » pour les projets derénovation et de conversion au gaz ;

• le bouquet DolceVita « je construis » pour les projets deconstruction ;

• le bouquet « Plus de confort » qui cible les clients qui ne sontpas en situation de projet mais qui souhaitent aller plus loindans la promesse de conforts de vie Dolce Vita.

Stratégie de communication 2007 sur le marché des

particuliers La communication de la Direction Commerciale en2007 sur le marché des particuliers répond à trois objectifs :

• nous différencier clairement d’EDF ;

• inciter les clients et prospects en situation de projet às’adresser d’abord à Gaz de France ;

• faire connaître nos offres au fil de l’enrichissement de lagamme par l’électricité et les services.

Pour atteindre ces objectifs, la Direction Commerciale acapitalisé sur la promesse Dolce Vita®, ancrée sur le territoiredu confort de vie et qui bénéficie d’une notoriété assistée enprogression d’environ 60 %. La série de spots télévisés créésvolontairement en rupture de ton et mettant en scène les clientsen situation de déménagement a atteint son objectif d’impact etde mémorisation tout en conservant le capital sympathie portépar la marque.

6.1.3.1.2.2.3.2.3 Clients affaires en France – Gaz de FranceProvalys® et Gaz de France Energies Communes®

Les clients affaires sont principalement composés deprofessionnels (commerçants, artisans, professions libérales),de PME-PMI, de résidences collectives, de clients tertiairesprivés et publics et de collectivités territoriales. Au 31 décembre2007, Gaz de France comptait 579 243 sites-clients affaires.

Les clients affaires ont un profil de consommation très varié (de10 000 kWh à 90 GWh) et peuvent utiliser le gaz naturel soit pourl’eau chaude sanitaire (par exemple, les coiffeurs et lesmédecins), le chauffage ou leur process (par exemple, lesboulangers, les PME-PMI et les entreprises industrielles).

Les clients affaires ont la possibilité de choisir leur fournisseurde gaz naturel depuis le 1er juillet 2004. Ils peuvent exercer cette



faculté de choix (en choisissant une offre de Gaz de France oud’un concurrent) ou garder les contrats en place avant le1er juillet 2004. Au 31 décembre 2007, environ 35 % des clients(en volume) devenus éligibles ont exercé leur faculté de choix et71 % ont choisi des offres « de marché » Gaz de France. Levolume alimenté par les fournisseurs concurrents représentedésormais près de 10 % des volumes totaux (offres de marché +tarifs historiques) au 31 décembre 2007.

Les clients qui ont conservé leurs contrats historiques sontfacturés sur la base des tarifs administrés. Le prix du gaznaturel vendu aux clients qui ont exercé leur faculté de choix etont choisi l’offre de Gaz de France est déterminé sur la base desoffres commerciales décrites ci-dessous.

Une marque porte les offres de Gaz de France sur le marché desclients affaires : Provalys®.

Provalys® est une offre complète de fourniture de gaz naturel,d’électricité (avec sa formule « verte » apparue en 2007) et deservices associés. Sous cette marque, Gaz de France propose àses clients affaires des solutions qu’il construit à partir dumétier, de la situation et des exigences de chaque client. Lesprincipales offres aux clients affaires sont les suivantes :

• Un choix de formules de prix en gaz naturel et en électricité(prix fixe sur un an pour plus de visibilité budgétaire, prix àrévision semestrielle ou trimestrielle pour une réactivitévis-à-vis du marché, avec ou sans abonnement, ingénierie deprix, etc.). En 2007 est apparue la formule PROVALYS 2ENERGIES qui permet aux clients professionnels, demandeursde simplicité, de bénéficier de réductions liées à lacontractualisation conjointe des deux formules gaz etélectricité.

• Des solutions de fournitures d’énergie et services associéspour les clients professionnels (l’Energie Personnalisée), oupour les PME/PMI recherchant une meilleure maîtrise de leurscoûts (l’Energie Maîtrisée).

• des services d’aide à la gestion de consommation, comme :

– un historique des consommations et des facturations ;

– des indicateurs de suivi du contrat sur les factures ;

– un accès à la « Ligne Directe Expertgaz » permettantd’obtenir des conseils techniques ; et

– un suivi des consommations sur Internet avec « le compte enligne ».

• des solutions de financement : secteur public, en copropriété(partenariat avec la Banque Solfea (15)), secteur privé,

• des services optionnels de conseils et d’expertise : différentstypes de diagnostics (par exemple « Diagnostic Sérénité Pro »,diagnostic énergétique de site), conseil réglementaire réseauintérieur de gaz naturel, expertise énergétique chaufferie,

audit environnement chaufferie, ou encore l’expertise« EXPERTGAZ sur mesure » pour les sites de taille trèsimportante, en particulier sur le secteur industriel. Au totalprès de 1 000 sites ont contracté une demande de diagnosticvisant à l’amélioration de la performance énergétique. Cesactivités concourent à la Maîtrise de la demande d’énergie,sont complétées par des formations au personnel desentreprises et collectivités, et débouchent parfois sur denouveaux contrats de maintenance pour les entreprises dugroupe (COFATHEC).

• des services d’individualisation des charges pour lesimmeubles avec chauffage collectif au travers du déploiementen construction neuve de l’offre FIDELOCONSO, laquelleconsiste a une livraison collective de gaz en pied d’immeuble,associée à un comptage d’énergie et d’eau chaude sanitaire,ce qui permet de répartir les charges d’énergie en fonction desconsommations. L’offre FIDELOCONSO est particulièrementadaptée pour être couplée avec une installation solaire deproduction d’eau chaude sanitaire.

• différentes offres adaptées aux clients multisites :

– des états globaux récapitulatifs des consommations avecpossibilité d’un paiement décentralisé pour les clients quisouhaitent que leurs différents sites soient autonomes enmatière d’achat d’énergie ;

– le regroupement de factures avec règlement unique (pourceux qui souhaitent une gestion décentralisée mais unpaiement centralisé) et un tableau de synthèse ;

– une « formule unique » regroupant l’ensemble des sites pourceux qui privilégient une gestion centralisée.

Sont apparus en 2007 :

– la version « multisite » du « compte en ligne » permettant àdes gestionnaires de suivre de façon centralisée leursconsommations facturées sur internet ;

– la version « multisite » de diagnostics « expertiseénergétique chaufferies » permettant à des gestionnaires demieux fixer leur priorités leur travaux de maîtrise de lademande d’énergie.

Courant 2007, la marque Energies Communes® a étérepositionnée pour appuyer sa promesse : « l’alliance pour laqualité de vie des territoires ». Elle signifie désormaisl’engagement de Gaz de France pour répondre à l’ensemble desproblématiques énergétiques auxquelles les collectivités fontface sur leur territoire, pour leurs propres besoins certes, maisaussi pour ceux de l’ensemble des citoyens et des acteurséconomiques situés sur leur territoire.

Pour fidéliser ses clients, Gaz de France développe desprogrammes relationnels personnalisés, notamment par le biaisde lettres d’information ou de courriers ciblés. Les clientsaffaires bénéficient d’une relation commerciale adaptée à leurs

(15) L’activité de la Banque Solfea s’apparente à celle du crédit à la consommation. Elle consiste pour l’essentiel à financer les clients particuliers qui chois+issent d’installer un système dechauffage au gaz naturel. La Banque Solfea dispose d’une gamme de produits s’adressant aux clients qui engagent des projets de rénovation dans l’habitat. La Banque Solfea est unétablissement de crédit agréé par le Comité des établissements de crédit et des entreprises d’investissement et soumis au contrôle de la Commission bancaire.



besoins : construction d’offres sur mesure, élaboration de solutionsglobales, conseillers spécialisés au téléphone, commercialisationpar l’intermédiaire d’installateurs partenaires ou sur le siteInternet de la Société.

6.1.3.1.2.2.3.2.4 Gaz naturel véhicule (GNV)

L’utilisation du gaz naturel véhicule (GNV) se développe dansplusieurs pays, en particulier dans ceux où Gaz de Francesouhaite se développer à court ou moyen terme en tant quecommercialisateur.

En France, le GNV est déjà une solution retenue par descollectivités territoriales pour plus de 2500 poids lourds (bus etBennes à Ordures Ménagères).

Un protocole d’accord a été signé en juillet 2005 sous l’égide duministère de l’Industrie entre Gaz de France, Total, Carrefour,PSA et Renault pour promouvoir le développement du GNV. Ilprévoit notamment la construction d’un réseau de stationsmaillé dont la première a été inaugurée en novembre 2007.

6.1.3.1.2.2.3.3 Prix de vente du gaz naturel

Gaz de France vend du gaz naturel sur la base de deux systèmesde prix : un système de prix réglementés par les pouvoirspublics et un système de prix de marché.

En application de la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 modifiée,les clients domestiques bénéficient des tarifs réglementés pourun site nouveau ou existant à la condition qu’ils n’aient pasexercé leur éligibilité sur ce site. Cette faculté leur est ouvertejusqu’au 1er juillet 2010.

Cette loi prévoit également que les autres clients ne peuvent pasbénéficier des tarifs réglementés sur un site dès lors quel’éligibilité a été exercée sur ce site par un précédent occupantou par eux-mêmes. Ces clients ne peuvent demander un tarifréglementé pour un nouveau site.

6.1.3.1.2.2.3.3.1 Tarifs administrés

Il existe deux types de tarifs administrés :

• les tarifs de distribution publique, pour les clientsconsommant moins de 5 GWh par an et raccordés sur réseaude distribution ;

• les tarifs à souscription, pour les clients consommant plus de5 GWh par an et raccordés au réseau de distribution oudirectement au réseau de transport.

La structure globale des tarifs est fixée conformément auxdispositions de la loi du 3 janvier 2003 et du décret n° 90-1029 du20 novembre 1990 réglementant les prix du gaz combustiblevendu à partir des réseaux de transport ou de distribution. Cesdispositions prévoient que les tarifs doivent couvrir les coûtscorrespondants.

Tarifs de distribution publique

Les tarifs réglementés de distribution publique s’appliquent àenviron 11 millions de clients. Il existe actuellement six

principales catégories de tarifs de distribution publique, dontquatre pour les usages résidentiels ou des petites chaufferiescollectives, et deux tarifs saisonnalisés (le prix du gaz en hiverest supérieur au prix du gaz en été) pour des chaufferiescollectives moyennes et grosses. Le tarif B1 (et assimilés),applicable au chauffage individuel, cuisine et eau chaudesanitaire, concerne le plus grand nombre de clients, soit environ7 millions au 31 décembre 2007.

Jusqu’en 2004, les tarifs étaient révisés tous les six moisconformément aux contrats conclus entre l’Etat et Gaz deFrance. Ces révisions faisaient l’objet d’un arrêté conjoint desministres chargés de l’économie et de l’énergie sur propositionde Gaz de France et, à partir de janvier 2003, après avis de laCRE.

Depuis novembre 2004, les évolutions tarifaires n’ont pas permisde refléter en totalité de l’évolution des coûts générant unmanque à gagner de 130 M€ sur 2004, 370 M€ sur 2005 et 511M€ sur 2006. En 2007, les tarifs n’ont pas été modifiés au coursde l’année dans un contexte marqué par un repli du cours desénergies au premier semestre, suivi d’une remontée en find’année. Ceci a abouti à constater un surplus de 84 M€ sur2007. Ces chiffres aboutissent à un retard en masse global de927 M€ au 31 décembre 2007. Par arrêté du 27 décembre 2007,l’Etat a augmenté les tarifs de 0,173 c€/kWh au 1er janvier 2008alors que la CRE a évalué à 0,256 c€/kWh la hausse minimumnécessaire au 1er janvier 2008 pour couvrir les coûts. L’impactdéfavorable est estimé à environ 90 millions d’euros sur lerésultat opérationnel du Groupe pour le premier trimestre 2008.Par arrêté du 17 avril 2008 pris après avis de la CRE, l’Etat adécidé une évolution moyenne des tarifs du gaz naturel de 0,264centimes d’euros le KWh, soit 5,5 % en moyenne pour lesparticuliers chauffés au gaz naturel.

Le contrat de service public

A partir de 2005, le contrat de service public 2005-2007 signéentre l’Etat et Gaz de France le 10 juin 2005 a défini le cadred’évolution tarifaire sur la période considérée selon les principessuivants :

• Révision trimestrielle des tarifs.

• Evolution moyenne des tarifs selon une formule tarifaire, demanière à couvrir :

– les coûts d’approvisionnement (ce qui permet au Groupe derépercuter à ses clients les fluctuations des prix du gaz surles marchés de l’énergie). La variation des coûtsd’approvisionnement est prise en compte à chaque révision,sur la base des prix des produits pétroliers sur la période desix mois se terminant un mois avant la date de la révisiontarifaire ;

– les charges hors coûts d’approvisionnement (y compris unemarge commerciale usuelle pour ce type d’activité),calculées à partir des coûts nécessaires à la fourniture dugaz aux clients de distribution publique.

• Engagement de Gaz de France à faire bénéficier les clients deses efforts de productivité répercutés par une diminutionforfaitaire de 1,4 % par an en moyenne, en terme réel, descharges hors coûts d’approvisionnement.



En cas de refus de l’Etat sur une proposition de mouvementtarifaire de Gaz de France conforme aux dispositions du contrat,les modalités de compensation doivent être arrêtées encommun avec l’entreprise et permettre de retrouver uneneutralité financière dans un délai de douze mois. Le contrat deservice public est en cours de renégociation.

Evolution des tarifs de distribution publique

Conformément au contrat de service public, l’arrêté du 16 juin2005 des ministres chargés de l’économie et de l’énergie a fixéles modalités d’évolution tarifaire sur la période 2005-2007 etdéfini les modalités de rattrapage en niveau des tarifs et lesconditions de compensation du déficit de recette. Conformémentà cet arrêté les mouvements tarifaires prévus ont été lessuivants :

• 0,124 c€/kWh au 1er juillet 2005 (évolution matière etrattrapage de niveau des coûts hors matière),

• 0,09 c€/kWh au 1er septembre 2005 (rattrapage de niveau descoûts hors matière)

• 0,445 c€/kWh au 1er novembre 2005 (évolution matière seule).

Gaz de France a accompagné la hausse du 1er novembre 2005par des mesures commerciales pour les clients particuliers sechauffant au gaz (tarif B1et assimilés) destinés à limiter l’impactde la hausse des prix du gaz à la veille de l’hiver. Ces mesuresont un coût total de 156 millions d’euros dont 61 millions d’eurosen 2005.

Par arrêté du 29 décembre 2005 (après avis défavorable de laCRE), l’Etat a supprimé la hausse tarifaire qui aurait dûintervenir au 1er janvier 2006 en application de l’arrêté du 16 juin2005.

Le ministre de l’économie, de l’industrie et de l’emploi et leministre de l’énergie ont désigné trois personnalitésindépendantes (MM. B Durieux, B Brochand et J.M. Chevalier)afin de faire des propositions sur une éventuelle évolution desmodalités de fonctionnement des tarifs et sur la mise en placede mesures compensatoires.

Le 21 mars 2006, ces trois personnalités indépendantes ontremis leurs conclusions et proposé :

• à court terme, une hausse des tarifs de 5,8 % au 1er avril2006 ;

• pour l’avenir, une nouvelle méthode tarifaire fondée surl’appréciation directe par la CRE de l’évolution des coûtsd’approvisionnement en gaz et donnant lieu à une révisionannuelle des tarifs chaque 1er juillet.

Sur la base de ces propositions, le gouvernement a décidé le21 mars 2006 :

• une hausse des tarifs de 5,8 % ;

• d’engager la mise en place de la nouvelle méthode tarifairesur la base des conclusions des trois personnalitésindépendantes ;

• de renvoyer au 1er juillet 2007 la prochaine révision tarifaire ;

• s’agissant des rattrapages des conséquences financièresdécoulant du retard des ajustements tarifaires depuisnovembre 2004, d’engager une discussion avec l’entrepriseaprès les travaux complémentaires que les trois personnalitésindépendantes ont souhaité conduire.

Par arrêté du 28 avril 2006, l’Etat a augmenté les tarifs de 5,8 %(soit 0,21 c€/kWh) au 1er mai 2006. Cet arrêté a reçu un avisdéfavorable de la CRE, qui a notamment souligné que cettehausse ne répercute pas intégralement la variation des coûtsd’approvisionnement de Gaz de France et que la compensationdu déficit de recette accumulé n’est pas prise en compte.

Par une décision du 10 décembre 2007, le Conseil d’Etat aannulé l’arrêté du 29 décembre 2005. Il fait sienne la décision duConseil de la concurrence du 27 juillet 2007 qui montre que surplusieurs années les prix de vente aux tarifs réglementés n’ontpas couvert les coûts supportés par Gaz de France.

Il précise, pour l’avenir, les principes de son contrôle sur lesarrêtés tarifaires en proposant une démarche qui tient compte àla fois du passé, du présent et du futur. Il appartient en effet, auministre compétent, à la date à laquelle il prend sa décision :

• de permettre au moins la couverture des coûts moyenscomplets des opérateurs tels qu’ils peuvent être évalués àcette date ;

• de prendre en compte une estimation de l’évolution de cescoûts sur l’année à venir, en fonction des éléments dont leministre dispose à cette même date ;

• d’ajuster ces tarifs s’il constate qu’un écart significatif s’estproduit entre tarifs et coûts du fait d’une sous-évaluation destarifs, au moins au cours de l’année écoulée, afin decompenser cet écart dans un délai raisonnable.

Par arrêté du 27 décembre 2007, l’Etat a augmenté les tarifs de0,173 c€/kWh au 1er janvier 2008.

La CRE a évalué à 0,256 c€/kWh la hausse minimum nécessaireau 1er janvier 2008 pour couvrir les coûts. Concernant lamatière, elle applique la formule tarifaire de Gaz de France. Eneffet, elle rappelle que l’audit qu’elle a effectué en 2005 et 2006sur la formule matière a montré que cette formule reflétaitcorrectement les coûts d’approvisionnement. La CRE considèreque « l’absence de règles d’établissement des tarifs de Gaz deFrance est préjudiciable au bon fonctionnement du marchéfrançais du gaz naturel».

Situation actuelle des tarifs de distribution publique

La situation est la suivante :

• les pertes de revenus cumulées depuis 2003, ou retard enmasse, résultant de la non répercussion des coûts,notamment des coûts d’approvisionnement de gaz natureldans les tarifs, atteignent 927 millions d’euros au 31 décembre2007 ;

• les tarifs sont à un niveau qui reste inférieur au niveau que Gazde France estime nécessaire pour couvrir l’ensemble de sescoûts ;



• le Groupe est en outre exposé à un risque de non-répercussiondu coût de ses approvisionnements en gaz en cas d’évolutiondu cours des produits pétroliers ainsi que du taux de changeeuro contre dollar ;

• il n’existe plus de cadre pluriannuel fixé par arrêté.

Gaz de France souhaite une finalisation rapide du nouveaucontrat de service public notamment dans son volet tarifaire.Gaz de France a déjà présenté sa méthode d’allocation descoûts aux tarifs réglementés aux pouvoirs publics et à la CRE.

Concernant les tarifs de distribution, les points suivants devrontêtre précisés :

• le recalage en niveau et notamment l’application du jugementdu Conseil d’Etat ;

• la prise en compte des coûts hors matière ;

• la définition d’une marge ;

• les dispositions pour assurer une compensation du retard enmasse.

Tarifs à souscription

Au 31 décembre 2007, les tarifs à souscription s’appliquaient àenviron 1 500 clients. Ils évoluent trimestriellement surproposition de Gaz de France par approbation tacite desministres de l’économie et de l’énergie après avis de la CRE. Letarif payé par un client donné dépend de la quantité consommée,du débit maximal journalier et de la distance entre le réseau detransport principal et le point de livraison (pour les clientsraccordés au réseau de transport) ou entre le réseau detransport et le réseau de distribution auquel le client estraccordé. Les tarifs sont révisables trimestriellement, lesrévisions prenant en compte l’évolution du cours dollar/euro etle prix d’un panier de produits pétroliers, avec un ajustementannuel en fonction de l’inflation. La dernière révision a eu lieu le1er janvier 2008. Les tarifs ont augmenté de 0,290 c€/kWh.

6.1.3.1.2.2.3.3.2 Prix de vente négociés par les clients ayantexercé leur faculté de choisir leur fournisseur

Les prix proposés aux clients ayant exercé leur faculté de choisirleur fournisseur de gaz sont déterminés en fonction desconditions du marché, celui-ci étant ouvert à la concurrence.

Gaz de France propose aux grands clients industriels etcommerciaux des prix adaptés à leurs besoins dans le cadre deson offre Gaz de France energY®. Cette offre comprend unecomposante d’ingénierie de prix permettant de proposer, en plusdes prix fixes, d’autres types de prix avec des indexationsvariées. Le fournisseur d’un grand client industriel oucommercial est fréquemment choisi par appel d’offres.

Pour les clients professionnels, les résidences collectives, lesclients industriels et PME-PMI ainsi que les collectivitésterritoriales, la tarification du gaz entre dans le cadre des offresProvalys® ou Energies Communes®.

6.1.3.1.2.2.3.4 Mise à disposition temporaire de gaz dans lesud-est de la France (gas release)

Le sud-est de la France présente la particularité d’être unerégion dans laquelle la concurrence est plus limitée que dans lereste du pays en raison de la configuration actuelle du systèmede transport qui ne permet que difficilement unapprovisionnement direct en gaz naturel par les tiers. Face àcette situation spécifique et ponctuelle, après concertation avecla Commission européenne et avec la CRE, Gaz de France a misen place une « mise à disposition de gaz » (ou « Gas Release »)envers d’autres fournisseurs, pour revente à leurs clients. Cettemise à disposition, démarrée courant 2005, et qui représente unvolume total annuel de 15 TWh, se terminera progressivementau cours de l’année 2008.

La mise en service commerciale du nouveau terminal méthanierde Fos Cavaou devrait permettre aux tiers de s’approvisionnerdirectement en gaz naturel pour le vendre dans cette région.Cette mise en service est désormais prévue en 2009. Gaz deFrance n’anticipe pas d’écart significatif du résultat du segmentAchat-Vente d’Energie du fait de la fin de ce programme de miseà disposition temporaire de gaz.

6.1.3.1.2.2.3.5 L’électricité dans le cadre de l’offre commercialede Gaz de France

Pour répondre aux attentes de ses clients, dont lescomportements d’achat évoluent au fil de l’ouverture desmarchés, le Groupe a enrichi ses offres commerciales quiincluent dorénavant, , une dimension électricité. En 2007, lesventes d’électricité aux clients finaux du segment Achat Vented’Energie (hors Gaselys) s’élèvent à environ 2,1 TWh en Francecontre 2,3 TWh en 2006. Le recul des ventes d’électricités’explique principalement par le non-renouvellement de certainscontrats de grands comptes industriels en 2007. En effet,compte-tenu de la mise en place du tarif réglementé transitoired’ajustement du marché (TaRTAM), permettant aux clients deretourner pendant deux ans à des prix réglementés, le Groupen’a pas cherché à renouveler les gros contrats de vented’électricité.

6.1.3.1.2.2.3.5.1 Grands clients industriels et commerciaux

Les grands clients industriels et commerciaux de Gaz de Francesont moins sensibles aux offres duales gaz et électricité,principalement parce que leur capacité d’achat leur permetd’envisager à leur profit des négociations séparées gaz etélectricité.

La dimension électricité est cependant bien présente dans larelation commerciale que Gaz de France entretient avec sesclients, comme le démontre l’exemple britannique. Elleconstitue, en effet, l’un des éléments importants de l’offre surmesure de Gaz de France energY®, regroupant notamment lavente d’énergie et de services. Au travers de son activitéServices, le Groupe a assisté ses clients dans la conception, lefinancement et la structuration des projets de cogénération. Il aaussi tiré avantage de son implication dans ces projets envendant du gaz naturel aux cogénérateurs.

Les compétences de Gaz de France dans le domaine del’électricité lui permettent également de développer des projets



complexes en partenariat avec des clients importants. Parexemple, Gaz de France a profité de son expérience dans laconception des projets de cogénération pour monter un projetavec le groupe sidérurgiste Arcelor. Il s’agit d’un cycle combinégaz de grande puissance (788 MWel, dont 533 MWel pour Gaz deFrance) installé sur le site de Dunkerque en service depuis 2005.Cet outil a pour but de permettre à Arcelor de valoriser au mieuxles gaz sidérurgiques qu’il produit (ceux-ci sont brûlés dansl’installation en complément du gaz naturel) et de bénéficierd’un accès privilégié à l’électricité ainsi produite. Pour Gaz deFrance, cette opération permet de renforcer de façon trèssignificative la relation commerciale avec un site industrielfrançais important, de placer de grandes quantités de gaznaturel (0,6 milliard de mètres cubes par an) et de disposer d’unaccès à une partie de la production de la centrale pour sesbesoins propres.

Le Groupe a l’intention de répliquer ces expériences tant enFrance qu’en Europe, afin notamment de soutenir l’expansion deses ventes. Il a par ailleurs conclu des contrats de vented’électricité non combinés avec une offre de gaz.

6.1.3.1.2.2.3.5.2 Clients affaires et particuliers

Gaz de France poursuit son développement électricité centré surles sites d’entreprises alimentés en moins de 36kVA (approchemono et multi-sites) ainsi que sur la clientèle des particuliers.La clientèle attachée à l’offre duale bénéficie des avantagessuivants :

• la simplicité : avec un fournisseur unique, le client disposed’une facture regroupée pour le gaz naturel et l’électricité ;

• la visibilité : le prix de l’électricité proposé par Gaz de Franceétant fixé pour une année, le client peut estimer son budgetélectricité et planifier ses dépenses en fonction de sesprévisions de consommation ; et

• la compétitivité : le prix de fourniture électricité proposé estcompétitif par rapport aux tarifs réglementés en vigueur. Leclient bénéficie ainsi d’une économie sur son abonnementannuel par rapport aux tarifs administrés.

En 2007, la Direction Commerciale a conquis 106 340 nouveauxsites-clients en électricité : 59 932 sur le marché des « éligibles2004 » et 46 408 contrats sur le marché des particuliers. A fin2007, les placements électricité cumulées s’élèvent à 263 425sites-clients. »

6.1.3.1.2.2.4 Autres services

D’autres activités de services relèvent depuis la réorganisationde 2007 de la Branche Energie France.

6.1.3.1.2.2.4.1 Maintenance de chaudières individuelles

Les activités sur ce marché sont des prestations demaintenance de chaudières pour les clients individuels. Cetteprestation permet de renforcer le relationnel avec la clientèledes particuliers, en l’inscrivant dans la durée. En France, cetteactivité est portée par la filiale Savelys et a été transférée à laBranche Energie France depuis la réorganisation en 2007. EnItalie, cette activité est portée par la filiale SI Servizi.

Le portefeuille de SAVELYS comprend :

• 48 % de clients particuliers individuels

• 46 % de clients collectifs (public ou privé)

• 6 % de chaufferies en collectif (public ou privé)

Sur le marché des particuliers, Savelys a une position de leaderavec plus de 25 % du marché devant un autre concurrentnational, Proxiserve (Véolia), disposant de moins de 10 % de partde marché. Le reste des acteurs sont soit des entrepriseslocales soit des artisans installateurs.

6.1.3.1.2.2.4.2 Gestion industrielle d’unités de productionélectrique

L’offre du groupe se décrit selon deux modalitéscomplémentaires :

• Une prestation d’Assistance à Maîtrise d’Ouvrage dans lecadre de la réalisation d’installations de cogénération. Cetteoffre est utilisée pour la construction des actifs de productiond’électricité de Gaz de France (Cycofos, St Brieuc, FranceOuest…).

• Une prestation de conception et de maintenance d’installationsde cogénération et de trigénération.

6.1.3.1.2.2.4.3 Gaz naturel véhicule

Le segment Services, à travers sa filiale GNVert, propose desprestations de construction et d’exploitation des stations de GazNaturel Véhicule (« GNV »).

6.1.3.1.3 Services


en millions d’euros 2005 (*) (**) 2006 (**) 2007



Excédent brut opérationnel 105 117 129

(*) Données retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC12 et IFRIC 4(**) Données retraitées des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007



6.1.3.1.3.1 Stratégie du segment Services

Le segment Services de Gaz de France a pour stratégie depoursuivre sa croissance selon deux axes :

• Croissance par acquisitions externes :

• Développement commercial :

L’ensemble des opérations de croissance du segment Servicess’opère avec une grande rigueur de gestion et la recherchepermanente d’une meilleure productivité.

Le segment Services a cédé en 2007 la société ADF (16), son pôlede maintenance industrielle, à une société regroupant sesdirigeants et son encadrement avec des fonds gérés parEdmond de Rothschild Investment Partners. Cette opération aété montée dans le cadre d’un LMBO (« leverage managementbuy out » – rachat d’une société par une société composée dessalariés et d’investisseurs). En 2007, la filiale Savelys portantl’activité de maintenance des chaudières individuelles a ététransférée à la Branche Energie France.

6.1.3.1.3.2. Principaux marchés

6.1.3.1.3.2.1 Tertiaire

Sur ce marché, le segment Services propose des prestationsde :

• Services énergétiques. Ces prestations sont proposéesmajoritairement dans l’habitat collectif, les bâtiments publicset les installations industrielles légères. Le segment Servicesfournit ces services en France, en Italie, au Royaume-Uni, auBenelux, en Espagne et en Suisse.

• Facility management (FM). Le FM est généralement proposédans le cadre de contrats en tertiaire privé (les clientssouhaitant externaliser l’intégralité des services support, de lagestion de la chaufferie au nettoyage). Le segment Servicesfournit cette prestation en France, en Italie et au Benelux.

• Construction et Exploitation de stations GNV. Cette prestationest proposée aux collectivités locales pour les alimentationsdes bus, bennes à ordures ménagères et aux entreprises pourles flottes de véhicules. Cette prestation est proposée enFrance.

• Délégataire de service public pour les réseaux de chaleur et defroid. Cette prestation est proposée aux collectivités publiques.Cette activité est proposée en France et en Italie.

• Travaux. Le segment Services assure des prestations danstoutes les phases de vie des bâtiments et des installations, dela conception au financement, de la réalisation de travauxneufs à la rénovation et à la réhabilitation.

6.1.3.1.3.2.2 Industrie

Sur ce marché, le segment Services propose des prestationsde :

• Services énergétiques. Ces prestations sont proposées à tousles types d’industries. Le segment Services fournit cesservices en France, en Italie, au Royaume-Uni, au Benelux, enEspagne et en Suisse.

• Facility management (FM). Le FM est proposé aux industrielssouhaitant externaliser l’intégralité des services support, de lagestion de la chaufferie au nettoyage. Le segment Servicesfournit cette prestation en France, en Italie et au Benelux.

• Ventilation en atmosphères contrôlées. La maintenanced’installations de ventilation, de chauffage et de climatisationen atmosphère contrôlée s’adresse aux industries de lamicroélectronique, microbiologie et micromécanique, ainsiqu’aux industries nucléaires et pharmaceutiques. Cetteprestation est proposée en France et en Italie.

• Construction / Gestion d’actifs de production d’électricité et devapeur. Cette prestation est proposée aux industriels grosconsommateurs de gaz naturel (notamment les industriespapetières, chimiques, sidérurgiques et les ensembleshospitaliers). Cette prestation est proposée en France, enItalie, au Royaume Uni et en Belgique.

• Maintenance industrielle. Cette prestation est généralementproposée aux industries lourdes telles que les raffineries ouencore les sites métallurgiques. Ces prestations sontproposées dans les pays du Benelux.

6.1.3.1.3.2.3 Particuliers

Les activités sur ce marché sont des prestations demaintenance de chaudières pour les clients individuels. Cetteprestation permet de renforcer le relationnel avec la clientèledes particuliers, en l’inscrivant dans la durée. En France, cetteactivité, portée par Savelys, a été transférée à la BrancheEnergie France. En Italie, cette activité est portée par la filiale SIServizi.

6.1.3.1.3.3 Description des activités de Services

Les missions de Services sont les suivantes :

• prendre en charge l’intégralité de la gestion des utilitésénergétiques des clients,

• proposer des solutions énergétiques complètes innovantes,respectueuses de l’environnement et allant au-delà de lasimple fourniture d’énergie,

• proposer des actions de maîtrise et de réduction desconsommations d’énergie pour un niveau de confortéquivalent.

(16) ADF est une société spécialisée dans la maintenance industrielle des installations à process continu. Ce pôle employait 1 600 personnes pour un chiffre d’affaires en 2006 de 176 millionsd'euros.



Dans ce cadre, le segment Services propose des prestationsd’exploitation, de maintenance et de travaux. Elle met en oeuvredes solutions énergétiques dans le souci permanent d’undéveloppement durable, conformément aux engagements duGroupe Gaz de France dans ce domaine. Elle dispose ainsiaujourd’hui de nombreuses références en bois-énergie, solaire,géothermie, éolien… Le segment Services développe dans lemême esprit des savoir-faire en matière de Facility Management,de réseaux de chaleur et de Gaz Naturel Véhicule (GNV).

Le segment Services permet donc au Groupe Gaz de France deproposer un catalogue d’offres complémentaires à la vented’énergies comprenant les familles d’offres suivantes :

Services énergétiques classiques

Les services énergétiques classiques recouvrent l’installation, laconduite, la maintenance, le financement et la fournitured’énergie pour des installations industrielles légères, desinstallations de production de chaleur ou de froid, d’aircomprimé et de ventilation.

Services de Facility Management

Les services de facility management permettent de répondre auxdemandes des clients cherchant des services techniques associésà une prise en charge globale de la gestion des installations.

Maintenance à l’industrie

Le segment Services conçoit, réalise et assure la maintenanced’installations de ventilation, de chauffage et de climatisation enatmosphère contrôlée (salles blanches) pour les industries de lamicroélectronique, microbiologie et micromécanique, lesindustries nucléaires et les industries pharmaceutiques.

Gestion industrielle d’unités de production électrique

L’offre du groupe se décrit selon deux modalitéscomplémentaires :

• Une prestation d’Assistance à Maîtrise d’Ouvrage dans lecadre de la réalisation d’installations de cogénération. Cetteoffre est utilisée pour la construction des actifs de productiond’électricité de Gaz de France (Cycofos, St Brieuc, Montoir…).Cette activité est transférée dans le périmètre de la BrancheEnergie France au 1er janvier 2008.

• Une prestation de conception et de maintenance d’installationsde cogénération et de trigénération.

Gaz naturel véhicule

Le segment Services, à travers sa filiale GNVert, propose desprestations de construction et d’exploitation des stations de GazNaturel Véhicule (« GNV »).

Gestion de réseaux de chaleur et de froid

Le segment Services a développé une activité de délégataire deservice public auprès des collectivités publiques pour lesréseaux de chaleur et de froid.

Maintenance de chaudières individuelles

Jusqu’en juillet 2007, le segment Services proposait, à travers safiliale Savelys, des prestations de maintenance de chaudièrespour les clients particuliers (habitat individuel ou collectif). Cetteactivité a été transférée à la Branche Energie France.

6.1.3.2 Pôle Infrastructures

6.1.3.2.1 Transport Stockage

Tableau – Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel du segment Transport Stockage



Dont chiffre d’affaires avec les tiers 228 384 488

Excédent brut opérationnel 1 265 1 357 1 534

(*) Données publiées retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC 12 et IFRIC 4(**) Données retraités des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007

6.1.3.2.1.1 Stratégie du segment Transport Stockage

La stratégie du segment Transport Stockage vise à renforcer laposition du Groupe en tant que gestionnaire d’infrastructuresgazières participant activement à la croissance et à la sécuritéd’approvisionnement du marché du gaz naturel en France et enEurope. Ses objectifs sont de :

• Poursuivre les investissements dans les infrastructures enFrance dans le respect de critères de rentabilité satisfaisants ;

• Optimiser les modalités d’accès aux infrastructures, afin depermettre à chaque fournisseur de bénéficier des meilleures

prestations techniques tout en respectant les obligations detransparence et de non-discrimination ;

• Maintenir la qualité des prestations fournies aux utilisateursdes infrastructures afin de renforcer la sécurité et l’image dugaz naturel en France ;

• Améliorer la stabilité du cadre tarifaire applicable à l’utilisationdes infrastructures ;

• Rechercher de façon continue des gains de productivité.



6.1.3.2.1.2 Description des activités Transport Stockage

Afin de satisfaire aux exigences réglementaires, les activitésTransport Stockage sont assurées depuis janvier 2005 par deuxentités juridiquement distinctes :

• GRTgaz, société anonyme, filiale à 100 % du Groupe, qui gèrele réseau de transport (gazoducs et stations de compressionen ligne) en France,

• La Direction des Grandes Infrastructures de Gaz de France, quigère les terminaux méthaniers et les sites de stockage enFrance,

• La délégation Infrastructures Europe de Gaz de France quigère les filiales de transport et de stockage hors de France quilui ont été rattachées depuis la réorganisation de 2007.

Cette organisation permet de séparer les activités de gestion deréseau de transport, tout en gardant le bénéfice de certainessynergies autorisées, telles que l’ingénierie ou encore lesservices tertiaires et informatiques. Cette nouvelle organisationpermet de poursuivre une professionnalisation accrue desactivités du métier transport et un rapprochement del’expérience des unités opérationnelles, tout en maintenant uneprésence territoriale de proximité.

6.1.3.2.1.2.1 Activités de transport de GRTgaz

6.1.3.2.1.2.1.1 La gestion du réseau de transport de GRTgaz

Conformément au cadre réglementaire européen, la loi du 9 août2004 prévoit la mise en œuvre d’une séparation juridique dugestionnaire du réseau de transport de gaz. Elle prolonge ainsiles obligations de la loi du 3 janvier 2003 qui imposait unedissociation comptable entre les activités de transport, dedistribution, de stockage, d’exploitation des installations de GNL,les activités non liées au gaz naturel, et les autres activités, ainsique l’interdiction stricte de toute subvention croisée entre lesdifférentes activités gazières. C’est dans ce contexte que leconseil d’administration de Gaz de France a décidé la mise enplace au 1er janvier 2005 de la filiale Gaz de France RéseauTransport comme gestionnaire du réseau de transport en France.Le 11 octobre 2005, la filiale dédiée a changé de dénominationsociale pour GRTgaz, adoptant pour cette occasion un nouveaulogo différent de celui de Gaz de France. GRTgaz assure depuiscette date la gestion du réseau de transport en France.

Les statuts de GRTgaz et les règles de gouvernementd’entreprise applicables à cette société ont pour objet de

garantir l’indépendance des instances directionnelles de GRTgazvis-à-vis des instances de direction de Gaz de France.

6.1.3.2.1.2.1.2 Le réseau de transport de GRTgaz

GRTgaz possède le plus long réseau européen de transport degaz naturel à haute pression. Au 31 décembre 2007, le réseaufrançais comprenait 31 717 kilomètres de gazoducs dont 6 786kilomètres de réseau principal à très haute pression complétéspar plus de 24 931 kilomètres de réseaux régionaux permettantun maillage étendu du territoire français. Au cours de l’exerciceclos le 31 décembre 2007, GRTgaz a transporté 58,4 milliards demètres cubes de gaz sur le réseau français, soit 667 TWh contre687 TWh en 2006.

GRTgaz, propriétaire du réseau, développe et entretient leréseau de transport, pilote les flux de gaz naturel dans leréseau, ainsi que les prestations d’accès au réseau desfournisseurs de gaz. Elle en assure également lacommercialisation.

Le réseau principal transporte le gaz naturel des points d’entréedu réseau (terminaux méthaniers, points d’interconnexion avecles réseaux internationaux de gazoducs) jusqu’au réseaurégional. Le réseau régional transporte le gaz naturel versenviron 4 300 postes de livraison reliés aux clients industriels etaux réseaux locaux de distribution. L’âge moyen descanalisations est de 26 ans (dans l’évaluation de la base d’actifsrégulés pour le calcul des tarifs, la durée de vie économique descanalisations est égale à 50 ans).

GRTgaz exploite également 26 stations de compressiondestinées à faire circuler le gaz dans les canalisations detransport et à maintenir la pression requise pour des conditionsoptimales de transport. Ces stations comportaient, au 1er janvier2008, 85 compresseurs de gaz pour une puissance totale decompression de 481 MW. GRTgaz utilise également lesinstallations de compression situées sur six sites de stockage,exploitées par la Direction des grandes infrastructures.

Le réseau de transport de GRTgaz comprend huitinterconnexions principales avec des réseaux étrangers, lesterminaux méthaniers ainsi qu’avec Total Infrastructures GazFrance (TIGF) qui opère dans le sud-ouest de la France,permettant une connexion avec les sources d’approvisionnementde la mer du Nord, des Pays-Bas, de Russie, du Nigéria, d’Afriquedu Nord et du Moyen-Orient. Ces interconnexions assurent enoutre un lien essentiel entre les différents marchés européens dugaz naturel, entre lesquels les échanges se multiplient : Europedu Nord, Allemagne et Autriche, Espagne et Italie.

Le tableau ci-dessous indique la longueur du réseau de transport de Gaz de France ainsi que les volumes de gaz transportés au cours destrois dernières années :

Tableau – Evolution de la longueur du réseau et des volumes de gaz transportés


2005 2006 2007

Réseau principal (kilomètres) 6 757 6 757 6 786

Réseau régional (kilomètres) 24 832 24 853 24 931

Total (kilomètres) 31 589 31 610 31 717

Volumes transportés (TWh) 711 687 667





6.1.3.2.1.2.1.3 Accès au réseau de transport de GRTgaz

Le Groupe a ouvert l’accès par des tiers à son réseau detransport en août 2000, afin de se conformer aux dispositions dela première directive européenne sur la libéralisation du marchédu gaz naturel. Suivant les prescriptions légales, GRTgaz publieles conditions générales d’utilisation de ses ouvrages etinstallations de transport. L’évolution des conditions généralesfait l’objet de concertations avec les clients et la CRE. GRTgazapplique de manière transparente et non discriminatoire descontrats types d’acheminement conclus avec les expéditeurs-fournisseurs et des contrats de raccordement-livraison conclusavec les consommateurs raccordés sur son réseau.

Les contrats d’acheminement traitent principalement :

• des obligations d’enlèvement et de relivraison dutransporteur ;

• des capacités de transport souscrites par le client ;

• des conditions d’équilibrage journalier entre les quantitésentrantes et sortantes et des procédures opérationnelles degestion quotidienne ;

• de la sécurité du transporteur vis-à-vis du risque de défaut depaiement (rating de premier niveau exigé, caution bancaire oudépôt de garantie équivalent à deux mois d’activité) ;

• des clauses d’indemnisation, de force majeure et d’autresdispositions sur le partage des risques.

Les contrats de raccordement-livraison traitent principalement :

• de la construction et de la maintenance du raccordement duclient au réseau de transport ;

• des conditions de mesure de l’énergie livrée ;

• des obligations du transporteur sur les conditions de livraison(pression, caractéristiques du gaz, température, etc.) ;

• des clauses d’indemnisation, de force majeure et d’autresdispositions sur le partage des risques.

Bien que la Direction des Approvisionnements du Groupe soit lepremier client de GRTgaz, des contrats d’acheminement ont étéconclus en 2007 avec 36 autres clients représentant 205 millionsd’euros de chiffre d’affaires en 2007, soit 16 % du chiffred’affaires ATR de GRTgaz. A l’heure actuelle, l’accès au réseaude transport se fait sur la base de contrats annuels (oupluriannuels), mensuels ou journaliers. Suivant le type decontrat, l’allocation se fait soit sur la base du « premier arrivé,premier servi », soit au prorata des demandes de réservation decapacités collectées au cours d’une « open subscriptionperiod ».

Depuis le 1er janvier 2005, une part importante des capacités detransport peut être souscrite à long terme par les expéditeurs.Ces capacités réservables à long terme par les expéditeurspeuvent atteindre jusqu’à 80 % de la capacité ferme totaledisponible. Les capacités restant disponibles peuvent être

achetées sur une base annuelle, mensuelle ou journalière. Cesoffres commerciales permettent de maximiser à tout moment leplacement des capacités disponibles, en offrant de la sécurité etde la souplesse aux expéditeurs. Une partie des capacitésréservées à long terme, comprise entre 0 et 20 % suivant lespoints concernés, est dite « restituable », c’est-à-dire que lesexpéditeurs ayant réservé plus de 20 % des capacitésdisponibles en un point peuvent être amenés à rétrocéder pourun à quatre ans ces capacités restituables à d’autresexpéditeurs qui en feraient la demande. Lorsque des capacitésréservées ne sont pas utilisées, des dispositions réglementairesprévoient la possibilité de leur libération afin de permettre laréservation à d’autres expéditeurs.

6.1.3.2.1.2.1.4 Tarifs d’acheminement sur le réseau de transportde GRTgaz

Le transport de gaz naturel étant une activité régulée, les tarifsque GRTgaz applique pour les services de transport sont fixés,aux termes de la loi du 3 janvier 2003, conjointement par lesministres chargés de l’économie et de l’énergie, sur propositionmotivée de la CRE. Ce régime encadre donc strictement laliberté de fixer les tarifs d’utilisation du réseau.

6.1.3.2.1.2.1.4.1 Détermination des tarifs d’acheminement duréseau de transport de GRTgaz

Le régime prévu par la loi du 3 janvier 2003 a été appliqué pourla première fois en 2004. Le dernier tarif, en vigueur depuis le1er janvier 2007 et pour une durée de 2 ans, a été déterminésuivant une méthode de régulation dite de « cost plus », aveccomme objectif d’obtenir un revenu correspondant :

• aux charges d’exploitation nécessaires à la gestion, au bonfonctionnement et à la maintenance des réseaux de transport,nettes de recettes accessoires éventuelles ;

• aux charges d’amortissement des actifs immobilisés utiliséspour l’exploitation des infrastructures de transport (égalementdésignés sous le nom de « base d’actifs régulés »). Cescharges sont déterminées conformément :

– à la valeur des actifs constituant le réseau, telle que cettevaleur a résulté du rachat du réseau auprès de l’Etat(anciennement concédant) en 2002, qui constituait la based’actifs régulés initiale (il s’agit d’une valeur économique);cette base est ensuite ajustée pour refléter l’acquisition denouveaux actifs et la sortie des actifs en fin de vieéconomique et est réévaluée tous les ans sur la base del’indice des prix à la consommation hors tabac ;

– aux durées de vie applicables aux différentes catégoriesd’actifs compris dans la base d’actifs régulés, lesamortissements étant linéaires sur ces durées.

• au produit du taux de rémunération appliqué à la base d’actifsrégulés. Ce taux est déterminé par référence au risqueéconomique inhérent à l’exploitation d’infrastructures detransport. Le taux était de 7,75 % réel avant impôt sur lessociétés pour les actifs mis en service avant le 1er janvier 2004,9 % réel avant impôt pour des actifs mis en service à partir du1er janvier 2004 ; un taux de 12 % réel avant impôt pendant 5 à10 ans étant prévu au cas par cas pour des actifs contribuant



significativement à l’amélioration du fonctionnement dumarché (création de nouveaux points d’entrée, décongestiondu réseau). Depuis le 1er janvier 2007, le taux est de 7,25 % réelavant impôt sur les sociétés pour les actifs mis en serviceavant le 1er janvier 2004, 8,50 % réel avant impôt pour desactifs mis en service à partir du 1er janvier 2004 ; un taux de11,5 % réel avant impôt pendant 5 à 10 ans est prévu au caspar cas pour des actifs contribuant significativement àl’amélioration du fonctionnement du marché (création denouveaux points d’entrée, décongestion du réseau). Cenouveau dispositif permet en plus une rémunération desimmobilisations en cours.

La base d’actifs régulés inclut notamment les ouvragesindustriels suivants : canalisations, stations de compression,poste de détente/comptage. Pour déterminer les coûts fixesannuels, la CRE applique une durée d’amortissement de 50 anspour les canalisations de transport et de 30 ans pour les stationsde compression et les postes.

Le dispositif comporte également pour la première fois unCompte de Régularisation des Charges et des Produits (CRCP)dont les objectifs et caractéristiques sont les suivants :

• correction de la différence entre les montants planifiés et lesmontants réels concernant des postes spécifiques du revenu,déterminés ex ante,

• enregistrement de toutes les différences (+ ou -) dans leCRCP,

• transfert du solde résultant du CRCP dans le revenu autorisésuivant,

• application d’un taux d’intérêt à ce solde pour assurer laneutralité du mécanisme ; la CRE a retenu le taux derémunération de base.

6.1.3.2.1.2.1.4.2 Processus d’élaboration des tarifsd’acheminement du réseau de transport de GRTgaz

Le ministre chargé de l’économie et le ministre chargé del’énergie approuvent les tarifs d’utilisation des réseaux detransport sur proposition de la CRE. La CRE propose ces tarifssur la base de discussions techniques et financières avecGRTgaz et les autres opérateurs. La phase finale d’élaborationde la proposition comporte en général l’audition des dirigeantsdes opérateurs et une consultation publique pour recueillir l’avisde la place.

Les tarifs actuellement en vigueur ont été déterminés sur labase des prévisions des dépenses d’exploitation et des volumesde gaz à acheminer pendant la période d’application de cestarifs. Dans ce cadre, GRTgaz a présenté à la CRE l’évolutionpassée et prévue des actifs et des dépenses d’exploitation, ainsique l’évolution des souscriptions. A la suite de l’analyse de ceséléments, le niveau tarifaire pour l’acheminement a été proposépar la CRE par application des taux de rémunération indiqués.

La base d’actifs régulés utilisée pour la détermination de cestarifs correspond à une estimation, réalisée pendant le

processus d’élaboration de la structure tarifaire, de son niveaumoyen prévu pour la période de leur application. Pour le calculde l’estimation, les actifs sont réputés réévalués au 1er janvier etau 1er juillet de chaque année en appliquant un facteurprévisionnel d’inflation. Tous les nouveaux investissementsprévus pour une année sont réputés être effectués au 1er janvierde l’année suivant leur mise en service, portant rémunération autaux de 8,5 % et amortissement à compter de cette date. Avantleur mise en service, ces investissements sont rémunérés sur labase des immobilisations en cours au taux de base de 7,25 %.

Ainsi, la base d’actifs régulés sur laquelle les nouveaux tarifss’appliquent depuis le 1er janvier 2007 s’élève à 5 426 millionsd’euros, auquel il faut ajouter 361 millions d’euros au titre desimmobilisations en cours. Cette base d’actifs régulés s’élève au1er janvier 2008 à 5 567 millions d’euros.

Le tarif en vigueur depuis le 1er janvier 2007 a fait l’objet d’unarrêté du 27 décembre 2006 approuvant les tarifs d’utilisationdes réseaux de transport de gaz naturel, modifiant le décretn°2005-607 du 27 mai 2005, l’arrêté et l’avis du 27 mai 2005relatifs à la définition des zones d’équilibrage et aux tarifsd’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel. Cet arrêtéa été publié suite à la proposition tarifaire adressée par la CREau ministre de l’économie, de l’industrie et de l’emploi et auministre délégué à l’industrie le 10 novembre 2006.

Le tarif actuel est conçu pour s’appliquer jusqu’au 31 décembre2008, date à laquelle une modification de la structure tarifaireest prévue (passage de 4 à 2 zones d’équilibrage).

6.1.3.2.1.2.1.4.3 Structure tarifaire des tarifs d’acheminement surle réseau de transport de GRTgaz

Les tarifs d’acheminement sur les réseaux de transport enFrance sont actuellement calculés selon un principe d’entrée/sortie multi-zones sur la base d’un découpage territorial enquatre zones pour GRTgaz, qui devrait évoluer vers undécoupage en deux zones d’équilibrage en 2009. Ce modèle esten cours de généralisation en Europe à la suite desrecommandations du “Forum de Madrid” (instance rassemblantnotamment les opérateurs de transport européens) sur lemarché intérieur du gaz. Le tarif d’acheminement sur le réseaude transport de GRTgaz comporte principalement les termessuivants :

• un terme de capacité d’entrée sur le réseau principal, calculéen fonction de la capacité souscrite par l’utilisateur pourl’entrée sur le réseau principal depuis un réseau adjacent ouun terminal méthanier ;

• un terme de capacité souscrite pour les liaisons entre zones ;

• un terme de capacité de sortie à un point d’interconnexion desréseaux, vers le réseau régional ou vers un stockage ;

• un terme de capacité souscrite pour le transport sur le réseaurégional ;

• un terme de capacité souscrite pour l’utilisation de postes delivraison, et des frais fixes annuels pour chaque poste delivraison utilisé par les clients industriels.



6.1.3.2.1.2.1.4.4 Code de bonne conduite de GRTgaz

Conformément, notamment, à la loi n°2004-803 du 9 août 2004,GRTgaz a élaboré un code de bonne conduite visant à respecterdans ses activités de commercialisation d’accès des tiers auréseau de transport de gaz naturel :

• la transparence des informations nécessaires aux clients pouraccéder ou se raccorder au réseau de transport,

• la non-discrimination dans le traitement de chaque catégoried’utilisateurs du réseau de transport,

• la confidentialité des Informations CommercialementSensibles (ICS) relative au marché afin d’éviter toute révélationà une personne étrangère à l’opérateur (sauf dans les casprévus par la loi).

L’application de ce code est vérifiée par un programme decontrôle de conformité et d’efficacité. Les résultats de ceprogramme et les actions d’amélioration qui peuvent en résulterfont l’objet d’un rapport annuel qui est établi par GRTgaz, publiésur son site Internet et adressé à la CRE.

En 2007, le rapport de la CRE reconnaît que le code de bonneconduite de GRTgaz est diffusé dans les unités, est compris, estmis en application et qu’aucune des vérifications qu’elle a faiten’a révélé des pratiques de discrimination à l’égard d’unfournisseur ou la divulgation d’informations commercialementsensibles.

6.1.3.2.1.2.2 Activités de stockage et de regazéification enFrance

L’ambition de Gaz de France est de maintenir un niveaud’excellence au meilleur niveau européen dans ses différentesactivités d’opérateur de stockages et de terminaux, et de créerde la valeur, en particulier auprès de ses clients.

La Direction des Grandes Infrastructures en charge de cetteambition, a pleinement intégré les impératifs commerciaux quesont les règles de confidentialité, de transparence et deneutralité. Elle se tient attentive et réactive à l’évolution desbesoins de ses clients. Au cœur de sa politique, elle a ainsi placéla qualité, c’est-à-dire la satisfaction des exigences de sesclients.

La Direction des Grandes Infrastructures vise la performancedans son exploitation, tant sous l’angle technique (disponibilité,fiabilité, sécurité des personnes et des biens, respect del’environnement) qu’économique (optimisation des coûts dedéveloppement et d’adaptation de l’outil industriel, maîtrise descoûts d’exploitation).

Gaz de France ambitionne de continuer à répondre auxdéveloppements du marché français dans ses deux secteursd’activité.

La Direction des Grandes Infrastructures a décidé de fairereconnaître par un organisme certificateur externe ses

performances des prestations fournies aux clients utilisateursdes infrastructures placées sous sa responsabilité, sa maîtrisede son activité industrielle vis-à-vis de l’environnement et de lasécurité. Ses performances et sa maîtrise de son activitéindustrielle font l’objet d’audits annuels. Les prestationscommerciales de « stockage du gaz naturel dans les stockagessouterrains », de « regazéification dans les terminauxméthaniers » et la prestation « d’odorisation du gaz naturel émissur le réseau de transport » ont été certifiées en janvier 2006,avec reconduction en 2007 après audits. La maîtrise de sonactivité industrielle dans le domaine de l’environnement a faitl’objet d’une certification ISO 14001 pour l’ensemble des sitesindustriels (12 stockages souterrains et 2 terminauxméthaniers).

6.1.3.2.1.2.2.1 Terminaux méthaniers

Les terminaux méthaniers sont des installations portuairespermettant la réception de GNL ainsi que la regazéification dugaz naturel liquide à l’état gazeux.

Le Groupe est le deuxième opérateur européen de terminauxméthaniers (source GIIGNL). Il a également été un des premiersà recevoir du GNL, dès 1964. Il exploite ces installations et encommercialise l’accès.

Les deux terminaux méthaniers du Groupe, Fos-Tonkin etMontoir-de-Bretagne, lui permettent de commercialiser 15,5milliards de mètres cubes de gaz par an de capacité deregazéification. Cette capacité a été temporairement portée à 17milliards de mètres cubes de gaz fin 2005, de manière à faciliterla réception du nouveau GNL égyptien, dans l’attente de la miseen service du troisième terminal du Groupe en France (FosCavaou).

Fos-Tonkin, mis en service en 1972, est situé sur la côteméditerranéenne et reçoit du GNL provenant principalementd’Algérie et d’Egypte. Il dispose d’une capacité de regazéificationde 5,5 milliards de mètres cubes par an, portée temporairementà 7 milliards de mètres cubes fin 2005, d’un appontementpouvant accueillir des navires transportant jusqu’à 75 000mètres cubes de GNL environ et de trois réservoirs d’unecapacité totale de 150 000 mètres cubes. Ce terminal a unedurée de vie initiale estimée à 40 ans. Des travaux de rénovationont été menés dans le milieu des années 1990 afin de lemoderniser.

Montoir-de-Bretagne, mis en service en 1980, est situé sur lacôte atlantique et reçoit du GNL provenant principalementd’Algérie, du Nigeria et d’Egypte. Il dispose d’une capacité deregazéification de 10 milliards de mètres cubes par an, de deuxappontements pouvant accueillir des navires transportantjusqu’à 200 000 mètres cubes de GNL environ et de troisréservoirs d’une capacité totale de 360 000 mètres cubes. Ceterminal a une durée de vie initiale estimée à 40 ans.

Afin de répondre au développement du GNL en France et enEurope, Gaz de France a lancé, fin 2006, un appel à souscription(« open season ») pour l’extension des capacités du terminal deMontoir-de-Bretagne, de 10 Gm3/an actuellement, jusqu’à unecapacité totale pouvant atteindre 16,5 Gm3/an, sous réserve dedemande de souscriptions.



Plusieurs variantes ont été proposées : prolongation de l’activitédu site à 10 Gm3/an de 2021 actuellement, jusqu’en 2035 ;première augmentation de capacité à 12,5 Gm3/an à partir de2011, en renforçant les moyens de regazéification du terminal ;une deuxième augmentation de capacité à 16,5 Gm3/an àcompter de 2014, grâce à la construction d’un quatrièmeréservoir de GNL de grande capacité et au renforcementcomplémentaire des moyens de regazéification et d’émission.

Suite aux offres engageantes remises par des expéditeurs, leConseil d’Administration de Gaz de France a confirmé sonintérêt pour l’augmentation des capacités et a demandé à ce quele dossier lui soit représenté dès que les autorités de régulationauront précisé les conditions de rémunération à long terme del’investissement. D’ores et déjà, Gaz de France a décidé deprolonger l’activité du site jusqu’en 2035.

Du fait de la croissance du marché de GNL et à la suite dunouveau contrat d’approvisionnement de gaz en provenanced’Egypte, le Groupe construit un troisième terminal méthanier,Fos-Cavaou, situé à Fos-sur-Mer sur la côte méditerranéenne.Ce nouveau terminal devrait être mis en service courant 2009. Ilaura une capacité de regazéification de 8,25 milliards de mètrescubes par an, un appontement pouvant accueillir les plus grosméthaniers existants à ce jour et trois réservoirs d’une capacitéunitaire de 110 000 m3. Ce terminal est détenu par une filialedédiée, la Société du Terminal Méthanier de Fos-Cavaou(STMFC) détenue à la hauteur de 69,7 % par Gaz de France et de30,3 % par Total. Gaz de France a souscrit des capacités deregazéification pour 20 ans. Total a souscrit des capacités deregazéification portant sur 2,25 milliards de mètres cubes paran. Par ailleurs, le restant des capacités du terminal (10 % de lacapacité totale, soit 0,825 Gm3/an), réservé à des opérations deplus court terme, a été souscrit en juin 2007, pour une durée detrois ans, à la suite d’une « open season » par EDF quireprésente un groupement de quatre entreprises (EDF,Distrigaz, ENI et Essent).

6.1.3.2.1.2.2.2 Stockages souterrains

Le Groupe Gaz de France est un des leaders du stockagesouterrain en Europe, en termes de capacités de stockage. Ilexploite en France :

• 12 installations de stockage souterrain (dont 11 en pleinepropriété) en France (une de ces installations comprenantdeux structures de stockage) dont neuf en nappe aquifère(pour un volume total utile de stockage de 8,7 milliards demètres cubes) et trois sous forme de cavités salines (pour unvolume total utile de stockage de 0,9 milliard de mètrescubes) ;

• 56 compresseurs totalisant une puissance de 210 mégawatts,nécessaires au soutirage et à l’injection du gaz naturel ;

• des installations pour le traitement du gaz et l’interconnexionavec les réseaux de transport.

Des installations de stockage adéquates sont nécessaires pourrépondre à l’augmentation de la demande de gaz au cours desmois d’hiver. Durant ces mois, le gaz stocké dans les structuressouterraines pendant les mois d’été (lorsque la demande estbeaucoup plus basse) est soutiré.

6.1.3.2.1.2.2.3 Accès aux terminaux méthaniers et auxstockages de Gaz de France

De la même manière que pour le réseau de transport, le Groupea ouvert en août 2000 ses terminaux méthaniers aux tiers pourun accès régulé. Les tarifs d’accès, les conditions générales etles règles d’allocation sont disponibles sur Internet. Lesdemandes de réservation de capacité peuvent porter sur desdurées inférieures, égales ou supérieures à une année. Cesdispositions permettent notamment aux clients des terminauxde faire face à leurs propres obligations vis-à-vis de leursfournisseurs. En 2007, la Direction des Grandes Infrastructurescompte sept clients sur ses terminaux méthaniers de Fos et deMontoir. De son côté, la Société du Terminal de Fos-Cavaou(STMFC) compte six utilisateurs pour son terminal de FosCavaou.

Le Groupe a mis en place un accès des tiers au stockage auprintemps 2004. Depuis cette date, les tiers souhaitant utiliserles stockages souterrains de Gaz de France peuvent souscriresur les six groupements de stockage disponibles. Les conditionsde prix varient en fonction du service de stockage de base et dela nature des services optionnels complémentaires choisis.L’accès des tiers aux stockages est du type négocié. En 2007, laDirection des Grandes Infrastructures compte 22 clients pourses différentes offres de stockage.

Ainsi, en matière de stockage, la Direction des GrandesInfrastructures propose régulièrement au marché les capacitésdisponibles pour le marché au-delà de celles nécessaires à lacouverture des droits à stockage des fournisseurs. En 2007,quatre consultations de ce type ont été mises en œuvre avecsuccès sous forme d’enchères. En 2008, ce processus serareconduit. Par ailleurs, conformément aux engagements prisauprès de la Commission européenne, dans le cadre du projetde fusion Gaz de France / Suez, Gaz de France a proposé aumarché le 27 juin 2007, une capacité de stockage sur le site deTrois Fontaines, selon des principes transparents et nondiscriminatoires.

6.1.3.2.1.2.2.4 Tarifs d’accès aux terminaux méthaniers et auxstockages de Gaz de France

6.1.3.2.1.2.2.4.1 Tarifs d’accès aux terminaux méthaniers

Le tarif d’accès aux terminaux méthaniers est régulé. Il est fixéselon des dispositions incorporant les mêmes principesgénéraux que ceux applicables au tarif d’accès au réseau detransport, à savoir l’application d’un taux de rémunération à unebase d’actifs reconnue par la CRE, dite base d’actifs régulée etla prise en compte des coûts fixes annuels et des dépensesd’exploitation.

Le taux de rémunération admis par la CRE est différenciésuivant l’ancienneté des investissements.

La base d’actifs régulés du Groupe comprend principalement lesgroupes d’actifs suivants : dispositifs de déchargement etinstallations auxiliaires, installations de regazéification, géniecivil et constructions, bacs. Ces actifs sont considérésglobalement pour l’ensemble des deux terminaux de Fos Tonkinet de Montoir.



Pour déterminer les coûts fixes annuels, la CRE utilise uneméthode d’amortissement économique linéaire sur 20 à 40 ansaux différents composants des terminaux méthaniers.L’essentiel de l’actif est amorti économiquement sur 40 ans.

Le tarif actuellement en vigueur a été adopté par décisionministérielle du 27 décembre 2005. Ce tarif s’appuie sur uneproposition tarifaire communiquée par la CRE le 26 octobre2005.

Les taux de rémunération applicables sont de 9,25% en réelavant impôts pour les actifs mis en service avant le 1er janvier2004 et de 10,5% réel avant impôts pour les actifs mis en serviceaprès le 1er janvier 2004.

La base d’actifs régulés se monte à 373 millions d’euros au1er janvier 2007 et 363 millions d’euros au 1er janvier 2008.

Ce tarif s’applique aux deux terminaux existants, Fos-Tonkin etMontoir-de-Bretagne. Il sera réexaminé à la mise en service dufutur terminal de Fos-Cavaou. Il est à noter que ce dernier feral’objet d’une tarification individualisée de l’accès des tiers à sescapacités.

La formule tarifaire en vigueur est constituée de six termes : unterme de nombre de déchargements, un terme de quantitésdéchargées, un terme d’utilisation des capacités de réception,un terme d’utilisation des capacités de regazéification et unterme de gaz en nature, complétés d’un terme de modulationsaisonnière (dit terme de régularité) incitatif à des livraisonsréparties uniformément d’une saison à l’autre.

Par ailleurs, le contrat comporte une obligation minimale depaiement du souscripteur égale à 90 % des engagementsannuels, hors terme de gaz en nature, sur la base des quantitésdéchargées et du nombre de déchargements souscrits parterminal.

Cette formule a été mise au point en étroite collaboration entrela CRE, la Direction des Grandes Infrastructures et les clients.

Les services accessibles en standard sont au nombre de trois :un service dit « continu », un service « bandeau » et un service« spot ».

Par ailleurs, sont ouverts aux utilisateurs, au sein de chaqueterminal, des moyens de flexibilité complémentaires. Cesmoyens consistent en la possibilité de réaliser des échangesmutuels de GNL, et d’entrer dans un marché secondaire descapacités de regazéification.

6.1.3.2.1.2.2.4.2 Tarifs d’accès aux stockages

L’offre de Gaz de France repose sur des principes exposés auxservices de la DIDEME et de la CRE. Les prix d’accès austockage sont du type « négocié » ; une partie des capacitésdisponibles est commercialisée sous la forme d’enchères. En2007, quatre consultations de ce type ont été mises en œuvreavec succès.

Les prix d’accès font l’objet d’une publication par Gaz de Francesur le site internet de la Direction des Grandes Infrastructures.

Les six groupements de stockage ont été constitués de manièreà tenir compte des caractéristiques de chacun des stockagessuivant la nature du gaz stocké, de leur performance (rapidité ausoutirage), ainsi que de leur situation géographique. Sur ungroupement de stockage donné, un client peut ainsi réserverune capacité nominale de stockage, qui lui donne droit à unecapacité journalière nominale de soutirage ainsi qu’à unecapacité journalière nominale d’injection. Des servicesoptionnels complémentaires peuvent être souscrits par ailleurs.

Pour les capacités commercialisées hors enchères, chaquegroupement de stockage est doté d’un prix unitaire deréservation spécifique. Celui-ci s’intègre dans le prix qui estconstitué sur la base des trois principes suivants :

• la réservation de capacité de stockage, de débit d’injection etde débit de soutirage ;

• la quantité soutirée ;

• la quantité injectée.

6.1.3.2.1.2.3 Contrôle, qualité et sécurité du réseau detransport de GRTgaz et des terminaux méthaniers etstockages de la Direction des Grandes Infrastructures

GRTgaz exploite le réseau de transport à partir de son centre derépartition national à Paris. Ce système intégré permetd’assurer à la fois la surveillance des installations en terme desécurité et leur pilotage en termes de mouvements de gaz et demaîtrise de la fourniture aux clients.

Le Groupe s’est engagé dans une démarche visant à obtenir unecertification en matière de qualité pour ses activités detransport, de stockage du gaz naturel dans les stockagessouterrains, de regazéification dans les terminaux méthaniers etd’odorisation du gaz émis sur le réseau de transport.

En 2006, GRTgaz a obtenu le renouvellement de la certificationselon le référentiel ISO 9001 de l’ensemble de ses activités :acheminement et livraison de gaz, odorisation et transport degaz en citerne. En 2007, le Groupe a vu le renouvellement de sescertifications selon le référentiel ISO 9001 sur les activités deregazéification dans les terminaux méthaniers, d’odorisation dugaz émis sur le réseau de transport et de la prestation destockage de gaz naturel dans les réservoirs souterrains.

Une démarche de certification environnementale ISO 14001 aégalement été déployée. A fin 2006 la certification a été ainsiobtenue pour la totalité des sites classés Seveso II que comptela Direction des Grandes Infrastructures, soit 14 sitesindustriels. GRTgaz a obtenu en 2006 la certification selon leréférentiel ISO 14001 des ses activités de compression pour sixstations (Palleau, Vindecy, Evry, Brizambourg, Pitgam etMorelmaison). Fin 2007, le périmètre a été étendu à quatrestations supplémentaires (Voisines, Laneuvelotte, Bréal,Taisnières).

Le Groupe a également lancé en 2001 un programmepluriannuel d’inspection et de réhabilitation des canalisations detransport. A la fin de l’année 2007, 49 % de son réseau detransport avait été réhabilité.



6.1.3.2.1.2.4 Activités de transport stockage international

Allemagne

MEGAL GmbH & Co.KG (« MEGAL »), détenue à 44 % par legroupe Gaz de France, 51 % par E.On Ruhrgas et 5 % par ÖMV(société énergétique autrichienne) est une société de droitallemand domiciliée à Essen. Cette société possède un réseaucumulé de canalisations d’une longueur au 31 décembre 2007 de1 077 kilomètres reliant les frontières tchèque et autrichienne àla frontière française (données pour 100 %). Cette société estconsolidée par intégration proportionnelle.

Gaz de France Deutschland Transport (« GDF DT »), détenu à100 % par le Groupe, dispose d’environ 60 % des capacités duréseau Megal. Il a débuté son activité opérationnelle decommercialisation des capacités le 1er octobre 2005.

Dans le cadre de la mise en place par le régulateur d’uneorganisation du transport en Allemagne par « zones demarché » au 1er octobre 2006, GDF DT s’est vu attribuer lepilotage d’une de ces zones. A fin 2007, GDF DT assure desprestations de transport pour 17 clients différents.

Belgique

SEGEO est détenue à 25 % par le Groupe et à 75 % par Fluxys etpossède au 31 décembre 2007 une canalisation de 160kilomètres allant des Pays-Bas à la France, transportantprincipalement du gaz provenant de la mer du Nord. Le principalclient de cette infrastructure est Gaz de France, qui en a souscrit

80 % des capacités jusqu’en 2028. A noter que dans le cadre duprojet de fusion avec Suez, Gaz de France s’est engagé auprèsde la Commission européenne à céder sa part de 25 % dansSEGEO à Fluxys. SEGEO est consolidée par mise en équivalence.

Autriche

Détenue à 34 % par le Groupe, à 51 % par ÖMV et à 15 % parE.On-Ruhrgas, BOG dispose du droit de commercialiser jusqu’en2029 les capacités d’une canalisation de 250 kilomètres détenuepar ÖMV allant de la frontière slovaque à la frontière allemandeavec une connexion en aval à la canalisation de transportMEGAL. BOG a été restructurée en 2007 par ses troisactionnaires, en devenant une société de transport de pleinexercice, contrôlée par ÖMV. BOG a également pérénnisé sesdroits au-delà de 2014. A cette occasion, Gaz de France a cédé10 % de BOG à E.On-Ruhrgas. Cette société n’est pasconsolidée.

Royaume-Uni

Gaz de France a acquis auprès d’Ineos Enterprises un projet destockage de gaz naturel en cavités salines à Stublach, dans leCheshire. La société GDF Storage UK Ltd, détenue à 100 % parle Groupe, a été créée en 2007 pour construire etcommercialiser ce stockage. La capacité totale prévue est de400 millions de m3 de volume utile, ce qui en fera l’un des touspremiers par la taille au Royaume-Uni. Ce stockage, qui pourrafournir jusqu’à 12 % de la consommation journalière moyennebritannique, renforcera la sécurité d’approvisionnement du pays.Les premières capacités devraient être commercialisées en2013.

6.1.3.2.2 Distribution

Tableau – Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel du segment Distribution France



Dont chiffre d’affaires avec les tiers 774 642 517

Excédent brut opérationnel 1 358 1 412 1 291

(*) Données publiées retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC 12 et IFRIC 4(**) Données retraitées des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007

En 1960, le réseau de distribution géré par Gaz de Francedesservait près de 350 communes avec 5,8 millions de clientsraccordés en France. Au 31 décembre 2007, le réseau dedistribution français exploité par Gaz de France constituait lepremier réseau de distribution de gaz naturel en Europe par salongueur, avec 185 839 kilomètres et 9 202 communesraccordées dans lesquelles résident environ 77 % de lapopulation française. Gaz de France exploite le réseau dedistribution publique de gaz sous le régime de concessions àlong terme qui sont pour la quasi-totalité obligatoirementrenouvelées à l’échéance, conformément à la loi n° 46-628 du8 avril 1946.

Dès ses premières années d’existence, Gaz de France a mis enplace avec EDF des structures communes, notamment pour lagestion des réseaux de distribution de gaz et d’électricité et pour

la prise en charge du service clientèle. Ces relations ont évoluéle 1er juillet 2004 en application de la directive européenne2003/55 relative à l’ouverture des marchés de l’énergie de lafaçon suivante :

• La gestion du réseau de distribution est indépendante desactivités de production et de fourniture de Gaz de France.

• La gestion du réseau de distribution a été confiée à unedirection spécifique de Gaz de France, Gaz de France RéseauDistribution (ou GRD).

• Gaz de France et EDF sont restés associés dans une directioncommune (EDF Gaz de France Distribution) réalisantnotamment la construction, l’exploitation et la maintenancepour leur réseau respectif de distribution.



Depuis, la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 a imposé lafilialisation du distributeur de gaz et a fixé les conditionsd’exercice de cette activité au sein du Groupe. Le périmètre decette séparation juridique couvre l’ensemble des activités dedistribution de gaz naturel exercées par Gaz de France RéseauDistribution et par EDF Gaz de France Distribution. En vertu deces dispositions, le Conseil d’Administration de Gaz de France aapprouvé la filialisation de la distribution le 3 juillet 2007. Lecontrat de cession de l’activité de distribution du Groupe à lafiliale a été signé le 20 juillet 2007. Il a pris effet le 31 décembre2007, date de la mise en place effective de la filiale, dénomméeGrDF.

La loi précitée prévoit le maintien du service commun, non dotéde la personnalité morale, au sein des deux filiales dedistribution à constituer respectivement par Gaz de France etEDF. Cette loi a également prévu le transfert à la filiale del’ensemble des biens, droits et obligations du distributeur, ycompris les contrats de travail et les contrats de concession.

Ainsi, à l’issue de cette filialisation, la filiale porte toutes lesmissions du distributeur de Gaz de France et encaisse lesrecettes d’acheminement. La filiale de distribution de Gaz deFrance, détenue à 100 % par Gaz de France, sera consolidée parintégration globale.

Par ailleurs, la loi prévoit des dispositions permettant deconcilier l’indépendance d’action des dirigeants de la filiale,prévue par la directive 2003/55 et la préservation des droits desactionnaires. Ainsi, Gaz de France continue de disposer d’undroit de contrôle économique sur sa filiale au traversnotamment de l’approbation du budget et de la politique definancement et d’investissement du gestionnaire de réseau.

6.1.3.2.2.1 Stratégie du segment Distribution France

Dans le contexte de mutations profondes du marché del’énergie, le distributeur constitué par la filiale de distribution degaz GrDF a l’ambition de devenir une société de référence enEurope dans le domaine de la distribution du gaz naturel. Pource faire, elle poursuivra sa croissance en maintenant un hautniveau d’exigence en termes de qualité, de sécurité, de respectde l’environnement et de performance économique au servicedes collectivités territoriales, de ses clients et de l’ensemble desparties prenantes.

En 2008, le distributeur mettra en oeuvre les quatre orientationsstratégiques suivantes, qui constituent le socle de son projetd’entreprise :

• Installer l’identité et la légitimité de la nouvelle société : ils’agit d’asseoir la dimension de son nouveau statutd’entreprise de plein exercice, indépendante, intégrée augroupe Gaz de France, en contribuant à assurer la continuitédu service public de l’énergie auprès des collectivités localeset l’ensemble des clients et en restant un acteur industriel deproximité.

• Se positionner comme un acteur fédérateur de la croissance

durable et rentable du gaz naturel vis-à-vis des parties

prenantes, en lien avec le Groupe Gaz de France. Il s’agit deporter les atouts de l’énergie gaz naturel et de la performance

de ses solutions auprès du public, des acteurs de la filière gazet de la filière de la construction.

• Assurer la performance industrielle et économique au

service du client, en étant reconnu comme un gestionnaire deréseau de distribution de référence grâce à la qualité de sesprestations et de ses pratiques.

• Promouvoir la dynamique sociale et managériale en créantun sentiment d’appartenance des collaborateurs à la nouvellesociété, en refondant le dialogue social et en attirant denouveaux talents.

En parallèle, le distributeur poursuivra sa dynamique detransformation sur ses métiers principaux. Elle s’articule autourdes points clés suivants :

• Assurer la sécurité du réseau.

Le distributeur garantit un haut niveau de sécurité del’ensemble du réseau de distribution à travers ses activitésd’exploitation, de maintenance et de renouvellement desinfrastructures. Sa politique de sécurité industrielle est fondéesur :

– une identification et une approche nationale des risquesréseau, branchement et ouvrages en immeubles par ordre depriorité, complétée d’une analyse régionale des risquespermettant une meilleure prise en compte du risque local,

– un programme de maintenance préventive assistée parordinateur,

– un système d’information géographique modernisé.

Le maintien d’un niveau soutenu d’investissement de sécuritéindustrielle dans les dix prochaines années devrait contribuerà conforter la qualité et la sécurité d’exploitation du réseau.

• Poursuivre un développement rentable du réseau de

distribution en France.

Pour favoriser la croissance de la demande de gaz naturel enFrance et pour répondre à l’attente des clients et descollectivités, le distributeur entend poursuivre sa politiqued’investissements autour de deux exigences :

– développer le réseau dans les meilleures conditionséconomiques possibles, en réduisant ses coûtsd’investissements unitaires,

– mettre en place les dispositions permettant la prise encompte dans les meilleures conditions des besoins d’accèsau gaz des clients.

• Accompagner les collectivités locales.

Le portefeuille des 9 202 communes desservies en gaz naturelconstitue le socle de l’activité du distributeur. Auprès descollectivités locales concédantes, le distributeur poursuitactivement une politique de fidélisation à travers une relation dequalité dans l’exercice de ses missions de service public local.



• Maintenir des prestations de qualité pour les utilisateurs du

réseau.

Le distributeur entend poursuivre l’optimisation etl’automatisation des règles de gestion de l’acheminement pourpermettre à chaque fournisseur de bénéficier des meilleuresprestations techniques tout en respectant les obligations detransparence et de non-discrimination.

Pour améliorer ses interventions de proximité (interventionstechniques clientèle, actes d’exploitation réseau, interventionsde sécurité) le distributeur a engagé deux chantiers demodernisation :

– déploiement de nouveaux outils de mobilité et degéo-localisation,

– évolution des méthodes d’exploitation de réseau.

• Maintenir la stabilité du cadre tarifaire applicable à

l’utilisation des infrastructures.

Le distributeur poursuit un dialogue constructif avec la CRE. Ilcherche à promouvoir une tarification pluriannuelle pourl’utilisation des réseaux de distribution, afin de donner à toutesles parties prenantes une visibilité satisfaisante pour cetteactivité.

• Rechercher des gains de productivité.

Le distributeur poursuit ses efforts d’amélioration deproductivité et de maîtrise des coûts, en particulier par unerefonte de ses relations avec ses partenaires industriels et parle développement d’un programme spécifique de réduction descoûts (le projet Performance).

Par ailleurs, il recherche une meilleure utilisation desouvrages par une augmentation des points de livraison actifssur les zones déjà desservies. Enfin, il procède à leur mise àniveau en continu en tirant parti des innovationstechnologiques.

6.1.3.2.2.2 Description des activités du segment DistributionFrance

6.1.3.2.2.2.1 Contexte général

Le distributeur exploite le principal réseau de distribution de gaznaturel en France et le premier réseau de distribution enEurope. La quasi-totalité des communes françaises de plus de10 000 habitants au sein de la zone de desserte y est raccordée.Au 31 décembre 2007, 45,3 millions de personnes vivaient dansles communes reliées aux réseaux de distribution gérés par Gazde France, représentant environ 77 % de la population française.A cette date, ces réseaux de distribution avaient une longueur de185 839 kilomètres et comptaient environ 11,1 millions de pointsde livraison dans 9 202 communes en France. Au cours del’exercice clos le 31 décembre 2007, ce sont près de 310 TWh degaz naturel qui ont été acheminés contre 325 TWh en 2006. Cettevariation témoigne d’un 1er semestre 2007 particulièrementchaud, partiellement compensé par un second semestre plusfroid que la moyenne.

L’activité de distribution en France a pour objet principall’acheminement du gaz vendu par les expéditeurs (fournisseursou mandataires) et la commercialisation des prestations delivraison de gaz aux clients finaux. Les réseaux de distributiongérés par le distributeur acheminent du gaz à partir des pointsd’interface avec les réseaux nationaux ou régionaux de transportde gaz à haute pression vers la base de consommateurs situéedans les communes desservies. L’année 2007 a été marquée parle lancement d’OMEGA (nouveau SI du métier acheminement-livraison) dans un contexte d’ouverture du marché du gaznaturel aux clients résidentiels.

Les réseaux de distribution de gaz naturel de GrDF se sontdéveloppés au rythme d’environ 3 % par an en moyenne sur lapériode 2002-2007. Au cours de cette période, Gaz de France araccordé plus de 1,2 million de nouveaux clients et desservi1 182 communes supplémentaires. La zone de couverture exclutles zones desservies par les réseaux des distributeurs nonnationalisés au moment de la création de Gaz de France en1946, notamment Strasbourg, Bordeaux et Grenoble.

Le tableau ci-dessous décrit le développement des réseaux de distribution de gaz naturel en France de Gaz de France au cours des deuxdernières années :

Tableau – Développement des réseaux de distribution de gaz naturel de Gaz de France en France


2006 2007

Longueur du réseau (kilomètres) 182 982 (*) 185 839 (*)

Communes nouvelles raccordées 134 103

Utilisateurs raccordés (en millions) 11,1 11,1 (**)

Quantité brute acheminée (TWh) (***) 325 310

(*) Le changement en 2007 de l’outil de référencement des ouvrages du distributeur a conduit à réviser la qualification de certaines de nos canalisations dans un souci d’homogénéisation etde cohérence. L’impact de cet ajustement, par rapport aux données publiées dans le document de référence 2006 (longueur affichée de 185 000 km) se traduit ainsi par une diminution de1 559 km de réseau. Par ailleurs, les données 2006 du document de référence ont également été diminuées des longueurs de réseaux de GPL, soit un impact supplémentaire de 459 km.

(**) Nombre de points de livraison contractuels sur le réseau de distribution(***) Enlèvements bruts y compris pertes aux Points d’Interconnexion Transport Distibution (PITD)



Le distributeur prévoit qu’au cours des prochaines années, leraccordement de nouvelles communes se fera à un rythmecomparable à celui des trois dernières années. Le distributeursouhaite maintenir les extensions de réseau et augmentersensiblement le nombre de points de livraison dans lescommunes déjà desservies . Au 31 décembre 2007, et depuisl’origine du projet « un million de nouveaux clients ayant accèsau gaz naturel pour le chauffage en 2003 », 986 300 nouveauxclients ayant accès au gaz naturel pour le chauffage ont étéconquis. Cet objectif a été atteint début 2008.

Le distributeur a également pour objectif de poursuivrel’investissement dans l’amélioration de la qualité de la desserteet de la sécurité des réseaux de distribution. En particulier, il aachevé un programme accéléré de remplacement des dernièrescanalisations en fonte grise connues et répertoriéesconformément à l’arrêté du 1er décembre 2005 qui interditl’exploitation de canalisation de distribution en fonte grise àpartir du 1er janvier 2008. Ce programme prévoyait la résorptionde 2 040 km de fontes grises restantes au 31 décembre 2004(chiffre très faible par rapport aux autres pays européens) surles trois années 2005, 2006 et 2007. Dans ce cadre, en 2007, 178km de réseaux en fonte grise ont été remplacés. Unesurveillance systématique du réseau de distribution estorganisée en fonction de critères liés à l’ancienneté, à lapression, à l’environnement et aux caractéristiques desconduites. Cette surveillance du réseau est réalisée en généraltous les 12 à 36 mois. Les résultats de ces missions desurveillance permettent de mettre en œuvre les travaux quis’avèrent nécessaires.

Conformément à la politique de sécurité industrielle, desinvestissements hors réseau fonte sont engagés en 2007. Ilscomprennent principalement de nouveaux programmes orientésvers :

• le renouvellement de réseaux en tôle bituminée, cuivre et aciernon protégé ;

• la sécurisation ou le renouvellement de certainsbranchements individuels et collectifs, de certaines conduitesd’immeubles en plomb, conduites montantes et branchementsparticuliers associés.

6.1.3.2.2.2.2 Le régime des concessions

Au 31 décembre 2007, Gaz de France bénéficie d’un portefeuillede 6 253 contrats portant sur un total de 9 202 communesdesservies en gaz (6 254 contrats en 2006). Ces contrats sontpour la quasi-totalité des contrats de concession de gaz naturelconclus pour une durée initiale de 25 à 30 ans.

Les 9 202 communes desservies par Gaz de France dans lecadre des 6 253 contrats se répartissent en deux groupes :

• 8 909 communes relèvent des droits exclusifs attribués à Gazde France par la loi du 8 avril 1946. Pour ces communes, Gazde France est légalement le seul opérateur auquel ellespeuvent confier la délégation de service public de distributiondu gaz. Il s’agit des communes qui avaient effectivementconcédé à Gaz de France leur distribution publique de gazjusqu’au plan de desserte arrêté le 3 avril 2000, ainsi que lescommunes qui figuraient au titre de Gaz de France dans ceplan de desserte.

• 293 communes relèvent de contrats de concession attribués àGaz de France sur la période 2003-2007 pour une durée de 25ou 30 ans à l’issue d’une mise en concurrence initiée par lescollectivités locales. Au terme de ces contrats, celles-ciremettront ces dessertes en concurrence. Ces communesreprésentaient, au 31 décembre 2007, environ 0,1 % des clientset du chiffre d’affaires du distributeur.

Au 31 décembre 2007, la moyenne de la durée résiduelle descontrats de concession du Groupe (pondérée par les volumesdistribués) était de 17,8 ans (17).

Tableau : Pourcentage de contrats de concession de distribution de gaz naturel de Gaz de France en France par échéance derenouvellement et pourcentage que représente le volume de gaz acheminé au titre de ces contrats par rapport au volume total de gazacheminé

Période

% de contrats deconcession arrivant à

échéance

% du gaz acheminé au titredes contrats de concession arrivant à échéance

par rapport au volume total de gaz acheminé

2008-2012 3,2 % 5 %

2013-2017 7,5 % 4,4 %

2018-2022 15,5 % 18,8 %

2023-2027 24,4 % 37,0 %

2028 et au-delà 49,4 % 34,8 %

(17) Méthode de calcul affinée en 2007 (calcul fondé sur le nombre de jours restant à courir et non plus sur le nombre d’années). L’application de la méthode 2006 aurait conduit à un résultat de18,2 ans pour 2007.



Dans le contexte de la mise en concurrence, Gaz de France agagné depuis 2003, 383 nouvelles communes dont 293 sonteffectivement desservies au 31 décembre 2007.

6.1.3.2.2.2.3 Organisation du distributeur gaz

Du fait de l’ouverture du marché de l’énergie et des exigencesdes directives européennes imposant une séparation desactivités de réseaux et des activités commerciales, le Groupe atransformé la structure organisationnelle de ses opérations dedistribution de gaz naturel. Cette transformation s’est faite endeux étapes : création de Gaz de France Réseau Distribution(2004) et filialisation des activités de distribution de gaz (2007).

6.1.3.2.2.2.3.1 La création de Gaz de France RéseauDistribution (GRD) et d’EGD en 2004

Le Groupe avait créé, au 1er juillet 2004, une nouvelle directionpropre à Gaz de France en charge des réseaux de distribution,Gaz de France Réseau Distribution (“GRD”), qui avait pour objetde :

• définir les politiques techniques relatives au réseau ;

• définir et conduire les politiques d’investissement et dedéveloppement des actifs des réseaux de distribution concédésà Gaz de France ;

• négocier, cosigner et gérer les contrats de concession et leursavenants ;

• assurer le caractère non discriminatoire du processusd’acheminement du gaz naturel et de l’accès au réseau dedistribution ;

• assurer la responsabilité des relations courantes avecl’ensemble des autorités de régulation de l’énergie (ministèrechargé de l’énergie, CRE, autorités concédantes de ladistribution publique) au titre de ces activités.

Depuis sa création en 2004, GRD a ainsi assuré la responsabilitéde la maîtrise d’ouvrage des réseaux de distribution du Groupeen France. De plus GRD a assuré l’allocation des quantités degaz consommées par les clients entre les différentsfournisseurs et a facturé aux utilisateurs l’acheminement du gazsur le réseau de distribution en fonction du tarif proposé par laCRE et fixé par le ministre chargé de l’énergie. La gestion duréseau de distribution par GRD était indépendante desopérations de production et de fourniture de Gaz de France et uncertain nombre de règles de gouvernement d’entreprise ontpermis de prévenir toute pratique discriminatoire en matièred’accès aux réseaux.

Il a été organisé conjointement avec EDF, au 1er juillet 2004, unopérateur commun des réseaux de distribution d’électricité et degaz dénommé EDF Gaz de France Distribution (« EGD »). Pour cequi concerne Gaz de France, EGD s’est vue confier les missionssuivantes :

• la réalisation des travaux de construction, de développement etde maintenance du réseau de distribution de gaz ;

• l’exploitation technique du réseau et des ouvrages dedistribution ;

• la réalisation des activités de comptage pour les clientsalimentés en gaz ;

• les relations quotidiennes avec les collectivités locales et lesautorités concédantes (relations courantes relatives àl’exploitation ordinaire des réseaux: programmation destravaux, information, etc.).

Cette organisation a été modifiée depuis la filialisation dudistributeur.

6.1.3.2.2.2.3.2 La filialisation du distributeur gaz et la créationdu service commun en 2007

Conformément aux dispositions de la loi, le Conseild’Administration de Gaz de France a approuvé, le 3 juillet 2007,la filialisation de l’activité de distribution de gaz naturel. Lecontrat de cession du Groupe à la filiale a été signé le 20 juillet.Il a pris effet le 31 décembre 2007, date de mise en placeeffective de la filiale.

GrDF est une société anonyme détenue intégralement par Gazde France avec un conseil d’administration, un Président et unDirecteur Général. Le conseil d’administration comprend 15administrateurs nommés pour 5 ans. Il désigne le DirecteurGénéral pour une durée de 3 ans.

Pour garantir l’autonomie de la nouvelle société, GrDF a reçul’ensemble des biens, des droits et obligations de Gaz de Franceen matière de distribution et, en particulier, les contrats deconcession qui lient Gaz de France et les communes pour ladesserte de gaz naturel. GrDF est notamment chargée dudéveloppement, de l’exploitation et de la maintenance desréseaux de gaz naturel, de la politique d’investissements, de lagestion des contrats de concession ainsi que de l’accès des tiersaux réseaux de manière transparente et non discriminatoire.

L’activité de commercialisation de gaz naturel (vente etfacturation) a été transférée au segment Achat-Vente d’Energiedans le cadre de l’ouverture totale du marché du gaz qui estintervenue le 1er juillet 2007. Les deux Directions Commercialesde Gaz de France et d’EDF gèrent désormais de manièrecomplètement indépendante le portefeuille de leurs clients autitre de l’activité de fourniture.

La nouvelle organisation prévoit le maintien d’un servicecommun aux deux filiales de distribution de Gaz de France etd’EDF, GrDF et eRDF. Il assurera notamment les activités deconstruction d’ouvrage, de maîtrise d’œuvre des travaux,d’exploitation et de maintenance des réseaux pour le comptedes deux filiales, ainsi que les opérations de dépannage et decomptage et les relations de proximité avec les départements etles communes. Les collaborateurs d’EGD et de GRD ont intégréla filiale de distribution le 31 décembre 2007.

GrDF est consolidée par intégration globale, l’opération decession n’a aucun impact sur les comptes consolidés du Groupe.

6.1.3.2.2.2.3.3 Traitement et répartition entre EDF et Gaz deFrance, puis entre eRDF et GrDF, des dépenses du servicecommun

Depuis sa création les activités d’EGD ont été exercées, et en2008 celles du service commun, seront exercées, dans des



conditions garantissant la séparation comptable et les intérêtsstratégiques de chaque groupe. Il existe en son sein différentescatégories de charges :

• Les charges afférentes aux activités d’EGD qui relèventdirectement de l’une des entreprises, et ce quelle que soit leurnature, ont été directement imputées à cette entreprise. Ellesn’ont pas donné lieu à des flux financiers entre les deuxentreprises. Ainsi, pour le personnel de l’opérateur communaffecté de manière fixe à des activités gaz uniquement, lescharges correspondantes ont été directement imputées à Gazde France.

• Les charges relatives aux activités exercées de manièresimultanée et indifférenciée pour le compte d’EDF et de Gaz deFrance, et ce quelle que soit leur nature, ont fait l’objet d’unerépartition entre les parties en application de clés derépartition contractuelles. Ces charges ont été réparties entreEDF et Gaz de France à la source, c’est-à-dire dès le faitgénérateur de la dépense, et la quote-part revenant à chaqueentreprise est directement enregistrée dans la comptabilité del’entreprise concernée. Elles ne donnent donc pas non pluslieu à des flux financiers entre EDF et Gaz de France. Ladéfinition des éléments de calcul (assiette...) de chaque clé derépartition est identique entre EDF et Gaz de France. La clé derépartition la plus fréquemment utilisée est celle du nombrede points de livraison en électricité et en gaz. A titre indicatif,les clés de répartition en vigueur au sein d’EGD aboutissaient àun partage global d’environ 75 % pour EDF et 25 % pour Gaz deFrance en 2007. Ainsi, pour le personnel de l’opérateurcommun affecté de manière fixe à des activités mixtesélectricité/gaz, les charges correspondantes ont étédirectement réparties, et imputées en comptabilité, entre EDFet Gaz de France selon la clé de répartition applicable.

• En revanche, certaines charges peuvent être d’abordcomptabilisées dans les comptes de l’une des deuxentreprises et ensuite donner lieu à refacturation à l’autreentreprise. Ainsi, certains membres du personnel del’opérateur commun sont rattachés administrativement (etdonc comptablement) à l’une des deux entreprises, maispeuvent, de manière variable, effectuer des tâches pour lecompte de l’autre entreprise. Les heures travaillées pourl’autre entreprise sont collectées quotidiennement et sontrefacturées chaque mois. En 2007, 65 millions d’euros ontainsi été facturés par le Distributeur Gaz de France à EDF, et81 millions d’euros ont été facturés par EDF (dont 78 millionsd’euros par le Distributeur EDF) au Distributeur Gaz de France.De même, certaines prestations de service effectuées pourl’ensemble de l’opérateur commun sont assurées (et prises encharge comptablement) par l’une des deux entreprises, puiscelle-ci refacture l’autre, toujours sur la base d’une clé derépartition contractuelle. Il s’agit principalement del’informatique et des télécommunications ainsi que desservices automobiles. En 2007, 24 millions d’euros ont ainsi étéfacturés entièrement au titre de ces services communs parGaz de France à EDF et 73 millions d’euros ont été facturéspar EDF au Distributeur Gaz de France dont 44 millionsd’euros au titre de ces services communs et 29 millionsd’euros à travers d’autres entités d’EDF. Enfin, au titre del’immobilier, Gaz de France a facturé le Distributeur EDF àtravers EGD à hauteur de 3 millions d’euros et directement à

hauteur de 53 millions d’euros et EDF a facturé le DistributeurGaz de France à travers EGD à hauteur de 6 millions d’euros etdirectement à hauteur de 68 millions d’euros.

Ces principes de comptabilisation et de répartition des chargesentre EDF et Gaz de France concernant les activités du servicecommun, restent inchangés après la filialisation des deuxdistributeurs et s’appliquent désormais entre GrDF et eRDF.

6.1.3.2.2.2.3.4 Relations contractuelles entre EDF et Gaz deFrance, puis entre eRDF et GrDF, au sein du service commun

Dans le cadre de la nouvelle organisation en matière dedistribution mise en place en 2004, telle que décrite ci-dessus,EDF et Gaz de France avaient conclu le 18 avril 2005 uneconvention visant à définir leurs relations vis-à-vis del’opérateur commun, EGD, ses compétences et le partage descoûts résultant de son activité. Cette convention a été concluepour une durée indéterminée et peut être résiliée à tout momentmoyennant un préavis de 18 mois durant lequel les partiess’engagent à renégocier une convention. Si à l’issue de ce délai,une nouvelle convention n’est pas conclue, il sera fait applicationde la procédure de règlement des différends décrite ci-dessous.

La convention a prévu qu’EGD conduise et mette en œuvre lesactivités entrant dans le domaine de la distribution (qu’il s’agissed’activités exercées par EGD pour le compte exclusif d’EDF oude Gaz de France, ou d’activités exercées de façon simultanée etindifférenciée pour le compte des deux parties), et mette enœuvre les politiques et décisions relatives aux missions qui luisont confiées dans une logique de recherche de performance.EGD est solidairement responsable avec chaque gestionnaire duréseau de distribution (EGD et GRD) de la performance desactivités de distribution qui leur sont confiées. Toutefois, lesobligations d’EDF et Gaz de France au titre de la convention sontdistinctes et non solidaires.

EDF et Gaz de France ont par ailleurs défini dans cetteconvention les principes et modalités de gouvernance d’EGD(organisation, pilotage et évolution). Cette convention prévoit quechaque entreprise a la liberté de faire évoluer les activités qui luisont propres au sein d’EGD. En cas de décision d’une entrepriseayant un impact, notamment économique de plus de deuxmillions d’euros sur l’autre entreprise au travers d’EGD, uneétude est conduite et le préjudice éventuel est compensé par leversement d’une indemnité financière et/ou par modification del’accord conclu entre les deux entreprises. Les décisionsrelatives aux activités mixtes sont prises en commun par lesdeux entreprises.

Par ailleurs, l’article 5 de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 dans sarédaction issue de l’article 2 de la loi du 9 août 2004 dispose que« chacune des sociétés assume les conséquences de ses activitéspropres dans le cadre des services communs non dotés de lapersonnalité morale ».

D’autre part, la convention peut être modifiée :

• A l’initiative d’EDF et Gaz de France. A cet effet, une étuded’impact pourra, le cas échéant, être réalisée. En outre, EDF etGaz de France se rencontreront à intervalles réguliers, ou à lademande d’une des deux sociétés, pour procéder à une revuegénérale et à une évaluation de l’application des dispositionsde la convention.



• En cas de changement législatif. La convention devra êtreadaptée, tout en respectant son équilibre global, pour tenircompte des évolutions du cadre législatif et réglementaireapplicable.

• En cas de changement des circonstances économiques. Lesconditions, notamment financières, stipulées dans laconvention, ont été arrêtées en fonction des dispositions enmatière de comptabilité, de fiscalité et de gestion de latrésorerie en vigueur à la date de sa signature. Elles ontégalement été arrêtées en fonction des circonstanceséconomiques ou juridiques constatées à cette date.

En conséquence, si à la suite de la modification descirconstances ayant amené EDF et Gaz de France à conclure laconvention :

• une des parties venait à être soumise à toute mesure ouévènement fiscal, juridique, économique, financier ou autre, ouà un contentieux, entraînant des conséquences, notammentfinancières, importantes pour cette partie, ou

• des dispositions de la convention viendraient à êtreirrégulières ou illégales, ayant pour effet d’augmenter lescoûts engendrés pour cette partie par les obligationssouscrites aux termes de la convention, de réduire de façonsignificative les avantages que cette partie retire de laconvention ou encore de rendre la convention irrégulière ouillégale,

la partie concernée en aviserait immédiatement l’autre partie.Les parties négocieront de bonne foi afin de prendre en compteces circonstances nouvelles.

Par ailleurs, la convention organise les modes de règlement desdifférends entre les parties. En cas de différend relatif à laconvention, les parties devront se réunir pour mettre en placetous moyens nécessaires pour parvenir à un accord amiable surla résolution de leur différend dans un délai maximal d’un moisà compter de cette réunion. A défaut d’accord amiable à l’issuede ce délai, et dès lors que l’examen du litige ne porte pasatteinte à l’indépendance de gestion des gestionnaires de réseaude distribution, EDF et Gaz de France transmettront d’uncommun accord sans délai, dans les règles de confidentialitérequises, aux membres d’un directoire qui a reçu délégation àcet effet, les éléments du litige afin de rechercher une solutionamiable dans un délai de vingt jours.

A défaut d’accord amiable entre les parties, le différend serasoumis, avant toute saisine du tribunal compétent, à uneprocédure de médiation externe. Les parties, d’un communaccord, nommeront le médiateur et définiront sa mission et lesdélais de réalisation de celle-ci. La solution proposée par lemédiateur ne sera ni obligatoire ni exécutoire.

En cas de rejet de la solution du médiateur par une partie, ledifférend pourra être soumis à la compétence des tribunaux deParis, qui pourront seuls trancher toute contestation relative à laformation, la validité, l’exécution ou l’interprétation de laconvention.

Pour adapter cette convention à l’exigence de séparationjuridique des gestionnaires de réseau de distribution d’électricité

et de gaz issue de la loi du 7 décembre 2006 ainsi que par lacréation d’un service commun par les sociétés GrDF et eRDFissues de cette séparation juridique, un avenant à la présenteconvention visée ci-dessus a été signé le 20 décembre 2007 parEDF et Gaz de France. Celui-ci organise la reprise, par leurfiliale respective, de leurs droits et obligations au titre de cetteconvention. Il adapte l’accord de gouvernance à la nouvelleorganisation avec la création de deux organismes de pilotage duservice commun :

• Un Directoire, composé des Dirigeants des deux filiales.Celui-ci est chargé plus particulièrement :

– de gérer les interactions entre les politiques des deuxentreprises ;

– de s’assurer du respect de la convention, et de seséventuelles évolutions ;

– de nommer les Directeurs de région du service commun etles Directeurs d’Unité sur proposition du Comité pour lesactivités Mixtes ou des filiales respectives pour les activitésmono-énergie ;

– de décider des modifications de l’organisation générale duservice commun.

• Un Comité, composé du Directeur des Opérations de la filialed’EDF et du Directeur Général Adjoint de la filiale de Gaz deFrance. Il traite notamment les questions concernant enparticulier les activités mixtes qui ne sont pas de lacompétence du Directoire, telles que les modificationséventuelles des règles de partage des charges et produits,l’engagement d’actions contentieuses envers un tiers, lanomination des cadres supérieurs du service commun.

• Deux Comités thématiques sont créés dans le cadre de cetavenant : un comité RH et un comité SI-IT.

Le service commun est également en charge :

• depuis le 1er avril 2007, d’assurer l’accès au gaz, en passant eten exécutant les contrats de raccordement, pour tous lesclients, les tiers (installateurs, promoteurs, etc.) et lescommercialisateurs de gaz,

• depuis le 1er juin 2007, d’assurer l’interface entre leDistributeur Gaz et les commercialisateurs de gaz pour lagestion quotidienne des contrats d’acheminement.

Les accueils sont l’interface du service commun vis-à-vis detous les fournisseurs et des clients. Ces accueils ont pourmissions d’informer les clients sur l’ouverture du marché et surles nouvelles règles de fonctionnement, ainsi que de les orienteret de les mettre en relation lors des différentes phases de leurcontrat (emménagement, mise en service, informations sur ledélai de paiement et de solidarité, déménagement). Les activitésgaz de l’accueil à distance sont scindées en deux :

• L’accueil acheminement (mixte électricité et gaz) traite et suitles demandes des fournisseurs (mise en service, résiliation,changement de fournisseur, relevés spéciaux, coupure



impayés…), traite les états de relèves, auto-relevés etredressements d’index, et prend en charge des anomaliesdétectées par les différents SI ;

• L’accès au gaz (100 % gaz) qui s’occupe des devis debranchements de gaz, du traitement et suivi des demandes debranchements neufs ou de modifications de branchements, dusuivi et du recouvrement des devis, du jalonnement destravaux, du suivi des prestataires, de l’interface raccordementet du suivi des réclamations.

Les activités sur les comptages ont représenté en 2007 pour Gazde France et EDF plus de 89 millions de relevés de compteurs et9,3 millions d’interventions techniques chez les clients, dontenviron 2,4 millions d’interventions gaz. Elles sont effectuéespar près de 10 200 techniciens travaillant pour les deuxentreprises, répartis sur environ 730 centres d’intervention. Lalocalisation de ces bases permet d’accéder à environ 97% de lapopulation en moins de 20 minutes.

6.1.3.2.2.2.4 Accès au réseau de distribution gaz

Le réseau de distribution gaz naturel est accessible de manièretransparente et non discriminatoire pour les acheteurs de gazéligibles, les fournisseurs ou leurs mandataires. Comme dans lecas du réseau de transport, GrDF publie sur son site Internet lesconditions générales d’utilisation des ouvrages et installationsde distribution, et les communique à la CRE.

Les utilisateurs des réseaux doivent respecter les conditionsgénérales de cet accès. Les expéditeurs qui sont, selon le cas, leclient, le fournisseur ou leur mandataire, signent un contratd’acheminement avec GrDF. Le contrat d’acheminementcontient notamment :

• les conditions de rattachement des points de livraison aucontrat d’acheminement ;

• les conditions tarifaires (prix et compléments éventuels) ;

• les règles de détermination des quantités acheminées ;

• les modalités de facturation.

Le contrat de livraison peut revêtir deux formes :

• soit la forme d’un contrat spécifique adapté aux besoins duclient (appelé alors « contrat de livraison direct »),

• soit la forme de conditions standard de livraison fixées defaçon uniforme pour tous les clients n’ayant pas de besoinparticulier.

6.1.3.2.2.2.5 Tarifs d’acheminement sur le réseau dedistribution gaz

GrDF applique depuis le 1er janvier 2006 les tarifs fixés par ladécision du ministre de l’Economie, de l’Industrie et de l’Emploidu 27 décembre 2005. Ces tarifs avaient fait l’objet, le 26 octobre2005 d’une proposition élaborée par la Commission derégulation de l’énergie (CRE). Le taux de rémunération appliquéà la base d’actifs régulés est de 7,25 % réel avant impôts sur lessociétés pour tous les actifs, quelle que soit leur date de mise enservice.

La base d’actifs régulés comprend tous les actifs de l’activité dedistribution et notamment les groupes d’actifs suivants :conduites et branchements, postes de détente, compteurs,autres installations techniques, construction, informatique. Pourdéterminer les charges de capital annuelles, la CRE applique,selon la nature des ouvrages, une durée d’amortissement de 4 à45 ans. Les conduites et branchements, qui représentent 96 %des actifs figurant dans la base d’actifs régulés, sont amortis surune durée de 45 ans.

La base d’actifs régulés, sur laquelle les tarifs d’utilisation duréseau de distribution en vigueur en 2006 et 2007 ont étédéterminés, s’élèvait à 12 455 millions d’euros au 1er janvier2006. Son montant au 1er janvier 2007 est de 12 866 millionsd’euros.

Les mêmes tarifs d’utilisation du réseau de distribution sontpratiqués sur l’ensemble des zones exploitées par ledistributeur. Ils comportent quatre options tarifaires principalesdépendant uniquement des caractéristiques de consommationdu client final concerné :

• trois options de type binôme qui comprennent chacune unabonnement et un terme proportionnel aux quantités livrées ;

• une quatrième option de type trinôme qui comprend unabonnement, un terme proportionnel à la capacité journalièresouscrite et un terme proportionnel aux quantités livrées.

Un tarif complémentaire, dit de « proximité », est destiné auxconsommateurs importants situés à proximité immédiate duréseau de transport. Il comporte un abonnement, un termeproportionnel à la capacité journalière souscrite et un termeproportionnel à la distance du réseau de transport.

Les tarifs publiés étaient prévus pour s’appliquer sur la période2006-2007. Après travaux, la CRE a transmis au gouvernementle 28 février 2008 une proposition tarifaire prévue pours’appliquer à compter du second semestre 2008. Elle s’inscritdans une démarche conjointe de régulation incitative avecengagement sur un objectif annuel de productivité et deresponsabilisation du distributeur sur la qualité de service.

Le catalogue de prestations (prestations aux fournisseurs ou auxclients finaux) non couvertes par le tarif d’acheminement a étémis à jour respectivement au 1er juillet 2007 et au 1er janvier 2008après présentation aux services de la Commission de Régulationde l’Energie et aux fournisseurs de gaz. Ces mises à jourappliquent les principes d’évolution des tarifs des prestationstels que définis dans le catalogue de prestations.

Le Ministère en charge de l’énergie a rendu publique le 21 mars2008 la proposition tarifaire de la Commission de Régulation del’Énergie (CRE) concernant le tarif d’accès des tiers au réseaude distribution de gaz naturel (ATRD 3) dont la mise en œuvreest prévue au 1er juillet 2008. Les points essentiels de cetteproposition sont :

• Tarif pluriannuel pour 4 années du 1er juillet 2008 au 30 juin2012

• Après une hausse de 5,6 % du tarif au 1er juillet 2008, révisionau 1er juillet de chaque année à hauteur de l’inflation (indicedes prix à la consommation hors tabac) diminuée de 1,3 %



• Maintien des modalités de calcul de la base d’actifs réguléequi s’élève à 13.174 M€ au 1er janvier 2008

• Baisse du taux de rémunération de 7,25 % à 6,75 % (taux réelavant impôt)

• Maintien de la structure des tarifs pour les utilisateurs duréseau de distribution

• Création d’un compte de régularisation des charges etproduits (CRCP) permettant de couvrir :

– les écarts sur les volumes acheminés ; (compensationintégrale de l’écart entre réalisé et prévision)

– les écarts sur les investissements ; (compensation intégralede l’écart entre réalisé et prévision)

– les écarts sur le coût des pertes de gaz sur le réseau ;(compensation dans la limite de 90 % de l’écart entre réaliséet prévision)

– les pénalités et les bonus liés à la qualité de service ;

– les pénalités liés aux dépassements de capacités.

• Apurement du compte de régularisation des charges et desproduits par des évolutions complémentaires du tarif dans lalimite de plus ou moins 2 % le 1er juillet 2010 et le 1er juillet2011. Les montants qui ne pourraient être apurés serontreportés sur l’année suivante

• A l’issue de la période 2008/2012, les gains de productivité quiexcéderaient l’objectif de productivité intégré au tarif, seraientconservés à hauteur de 40 % par GrDF le solde étant restituéaux clients au cours de la période tarifaire suivante.

Cette proposition a été transmise pour approbation par la CRE àl’État qui a engagé une consultation auprès des partiesprenantes. Cette proposition deviendra applicable à compter du1er juillet 2008.

6.1.3.2.2.2.6 Le code de bonne conduite

Les lois relatives à l’ouverture des marchés de l’électricité et dugaz ont conduit le groupe Gaz de France à séparer les activitésd’acheminement du gaz naturel, assurées par le distributeur, decelles de fourniture d’énergie. C’est dans ce contexte que GRDpuis GrDF exerce ses missions de service public, engarantissant aux tiers (clients et fournisseurs de gaz naturel) unaccès non-discriminatoire au réseau de distribution.

Le code de bonne conduite illustre concrètement cetengagement d’impartialité du distributeur. Conformément à laloi, ce document réunit un ensemble de principes et de mesuresfactuelles qui garantissent un traitement confidentiel (protectiondes informations commercialement sensibles), équitable et entoute transparence des demandes des clients et desfournisseurs de gaz naturel.

Le code, actualisé en 2007, est marqué par la volonté de mieuxpartager les pratiques et procédures en matière denon-discrimination et de traitement des réclamations dudistributeur avec l’ensemble des parties prenantes.

Les principes développés dans le code de bonne conduiteguident le travail quotidien de l’ensemble des collaborateurs dudistributeur.

Construit sur le concept de l’amélioration continue, le code estactualisé une fois par an et adressé au Président de la (CRE).Son application fait l’objet d’audits internes réalisés par ledistributeur, d’audits externes et d’enquêtes « mystères »(initiées en 2007) pilotés par les services de la CRE.

Le 14 novembre 2007, le distributeur a présenté à la CRE sonrapport 2007 sur la mise en oeuvre de son code de bonneconduite, conformément aux dispositions législatives. Ce rapporta également fait l’objet d’une présentation au Conseild’Administration de Gaz de France le 19 décembre 2007. LaCommission de Régulation de l’Energie a publié sur son siteInternet le 19 décembre 2007 son rapport annuel sur le respectdes codes de bonne conduite et sur l’indépendance desgestionnaires de réseaux.

6.1.3.2.2.2.7 Le tableau de suivi

GrDF fournit aux Services de la CRE un tableau de suivi del’activité de distribution. Ce suivi comporte des indicateurs,portant sur l’ouverture du marché, l’état et le fonctionnement duréseau, la clientèle, la qualité de service, les relations avec lescollectivités locales.

En 2006 et 2007, le distributeur a travaillé, en collaboration avecles Services de la CRE, sur une refonte de cette table de suividans le cadre de l’ouverture totale du marché au 1er juillet 2007.Ce nouveau tableau de suivi comporte 41 indicateurs, mensuels,trimestriels ou annuels. Elle est fournie chaque mois et rendcompte de l’activité opérationnelle du distributeur. Les servicesde la CRE ont notamment souhaité mettre l’accent surl’ouverture du marché de masse. Le suivi est quantitatif (nombrede clients par fournisseur, quantités acheminées…) et qualitatif(délais d’interventions, suivi des réclamations…).

Courant 2008, le tableau de suivi devrait s’enrichir desindicateurs relatifs à la qualité de service mis en place dans lecadre du prochain tarif d’accès des tiers au réseau dedistribution (ATRD 3). Cinq indicateurs feront, à terme, l’objetd’une incitation financière. La publication en ligne de cesindicateurs est également prévue courant 2008.



6.1.3.2.3 Transport-Distribution International

Tableau – Chiffre d’affaires et excédent brut opérationnel du segment Transport Distribution International




Excédent brut opérationnel 379 498 491

Quote-part des résultats des sociétés mises en équivalence 34 20 29

(*) Données publiées retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC 12 et IFRIC 4(**) Données retraitées des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007

6.1.3.2.3.1 Stratégie du segment Transport-DistributionInternational

Gaz de France participe activement au mouvement deconsolidation des sociétés du domaine de l’énergie en Europe,sur la base de l’expérience acquise sur son marché domestiqueet sur les zones où il est implanté. La mise en œuvre de cettestratégie par le Groupe comprend deux axes :

• le développement d’une présence dans les infrastructuresd’alimentation et de sécurisation du marché européen enparticipant à de grands projets d’infrastructures de transport,de stockage et de GNL. Ainsi dans un contexte marqué par unedépendance de plus en plus forte à l’égard d’importations enprovenance de pays non européens, Gaz de France sepositionne afin de profiter de la croissance du marchéeuropéen du gaz naturel ;

• la recherche des opportunités de croissance dans le domainede la distribution et de la commercialisation d’énergie enEurope, en s’appuyant sur ses compétences et sesexpériences en matière de commercialisation de l’énergie etde gestion des réseaux et sur ses positions déjà acquisesnotamment en Autriche, Belgique, Hongrie, Slovaquie,Roumanie, Italie, Portugal, et Allemagne.

Le Groupe dispose d’un portefeuille de participations dansplusieurs sociétés exploitant des gazoducs situés sur lesgrandes routes d’approvisionnement en gaz naturel de l’Europede l’Ouest (2 268 km de réseau de transport, données à 100 %),dans des sociétés exploitant des systèmes de distribution(96 886 km de réseaux de distribution, données à 100 %) et destockage dans des pays tels que l’Allemagne, la Slovaquie,l’Autriche, l’Italie, la Roumanie et la Hongrie (350 millions de m3de capacité utile de stockage), et dans des sociétés decommercialisation auprès de 3,7 millions de clients dans lemonde, auxquels elles ont vendu 131 TWh de gaz naturel en2007.

Le Groupe détient par ailleurs des participations en Amérique duNord (11 000 km de réseau de distribution, 210 000 clientsalimentés, 140 millions de m3 de capacité utile de stockage –données à 100 %), ainsi que dans un terminal méthanier en Indequi a une capacité de regazéification de 5 milliards de m3 par an(donnée à 100 %).

Le développement de ce portefeuille se poursuit en considérantchacune de ces positions comme un vecteur de développementlocal, et en construisant les synergies de groupe créatrices devaleur, ces opportunités de développement s’imposantprogressivement au fur et à mesure de l’ouverture des marchés.

Chacune de ces sociétés opère dans le cadre régulatoire propreau pays dans lequel elle exerce ses activités.

6.1.3.2.3.2 Description des activités

6.1.3.2.3.2.1 Les faits marquants de l’année 2007

En Hongrie, Egaz-Degaz a conduit avec succès au 1er juin 2007,la séparation juridique et comptable des activités decommercialisation et des activités régulées. Egaz-DegazFoldgazeloszto, filiale à 100 % d’Egaz Degaz, est en charge desactivités de réseau. Elle exploite plus de 23 000 km de réseau etdessert 790 000 clients répartis sur 650 communes.

En Roumanie, Gaz de France est entré à hauteur de 65 % aucapital de Amgaz, troisième opérateur de stockage roumain avecune capacité de 50 millions de m3 de gaz naturel en avril, et apris une participation de 59 % dans le deuxième opérateur destockage de gaz naturel en Roumanie, Depomures, qui gère lesite de Tirgu Mures, dans le Nord du pays, en octobre. Avec cesdeux acquisitions, Gaz de France devient le premier investisseurprivé sur le marché du stockage en Roumanie.

En Italie, après la restructuration en 2006, l’année 2007 a étéessentiellement consacrée à la mise en place d’une nouvelleorganisation et à l’intégration des différentes sociétésopérationnelles en deux sociétés dédiées respectivement à ladistribution et à la commercialisation.

La filiale de commercialisation, Energie Investimenti, a étérenforcée par l’apport en juillet 2007 de l’activité « Ventes auxgrands clients italiens » précédemment portée par la succursalede Gaz de France à Milan. En septembre 2007, le Groupe en estdevenu l’actionnaire majoritaire en passant de 40 à 60 % ducapital d’Energie Investimenti.

L’activité de commercialisation « retail » de GDF ESS (RoyaumeUni) est rattachée en 2007 au segment Transport – DistributionInternational. Les filiales de transport (MEGAL, GDF DT, BOG etSEGEO) sont en 2007 sorties du périmètre du segmentTransport – Distribution International et sont désormaisrattachées au segment Transport Stockage du pôleInfrastructures.



6.1.3.2.3.2.2 Description de l’activité par pays

6.1.3.2.3.2.2.1 Europe

Italie

La filiale Energie Investimenti est en charge des activités decommercialisation en Italie. Son développement repose sur unprogramme de croissance externe et d’initiatives commercialesavec pour objectif la fidélisation de la clientèle et la conquête denouveaux clients. Cette filiale a connu deux évolutions notablesen 2007. La première est liée à l’accroissement de sonpérimètre d’activité avec l’intégration en juillet de l’activité« Ventes aux grands clients italiens » précédemment portée parla succursale de Gaz de France à Milan. La seconde a été lechangement d’actionnaire majoritaire avec la montée du Groupede 40 à 60 % du capital d’Energie Investimenti et la baisseconcomitante de Camfin à 40 %. Cette inversion de majoritédonne à Gaz de France le contrôle d’Energie Investimenti. Au31 décembre 2007, les activités commerciales totalisaient(données pour 100 %) un peu plus de 894 000 clients pour unvolume annuel de gaz vendu de 17,2 TWh (8 TWh en contributifgroupe au 31 décembre 2007).

Le Groupe est actionnaire direct à hauteur de 29 % des droits devote dans les filiales de distribution détenues par la holdingItalcogim, dont 51 % sont détenus par la famille Covati via lasociété UBS Fiduciaria et 20 % par Energie Investimenti. Lepartenariat établi avec la famille Covati est assorti d’optionsd’achat et de vente à moyen terme sur la totalité de laparticipation d’UBS Fiduciaria. Les filiales entrant dans ce pôleexploitent un réseau de distribution de 13 762 km comprenant465 concessions, réparties sur l’ensemble de la péninsuleitalienne (données pour 100 %). A l’instar du pôle commercial,l’activité de distribution s’appuie sur un programme decroissance organique et externe dans un marché italien du gazcaractérisé par une concentration en cours des acteurs, et desopportunités de rachat de sociétés de distribution de taillemoyenne ou petite.

Par ailleurs, pour répondre aux besoins en gaz croissants de sonmarché en Italie, Gaz de France poursuit l’étude dudéveloppement d’un terminal méthanier flottant, qui sera situédans l’Adriatique nord, à environ 30 kilomètres de la côte. Unetelle solution est, en effet, bien adaptée aux exigencesenvironnementales italiennes. La capacité initiale du terminaldoit être de 5 Gm3/an, extensible ultérieurement. Le processusd’autorisation a été engagé. Le projet doit être réalisé dans lecadre d’un partenariat en cours de constitution.

Enfin, le Groupe a répondu en 2007 aux appels d’offre duMinistère de l’Industrie italien sur les nouvelles opportunités destockage.

Allemagne

Le groupe Gaz de France a acquis en 1998 une participation de31,6 % de GASAG AG, distributeur de gaz naturel sur le territoiredu Land de Berlin en vertu d’un contrat de concession exclusivequi a été prolongé jusqu’à fin 2013. La société est égalementdétenue à 31,6 % par Vattenfall Europe (société d’électricitésuédoise) et à 36,8 % par Thüga, filiale de E.On-Ruhrgas. Lepacte d’actionnaires entre Gaz de France et Vattenfall Europepour le contrôle conjoint de GASAG est arrivé à échéance fin2007.

GASAG détient une participation de 75,1 % dans la sociétéErdgas Mark Brandenburg (« EMB »), distributeur de gaz naturelsur le territoire du Land de Brandebourg. Au 31 décembre 2007,le groupe GASAG desservait prés de 760 000 clients (240 000 encontributif Groupe), principalement particuliers, à Berlin et dansle Brandebourg, grâce à des réseaux de distribution longs deplus de 11 358 kilomètres (3 586 en contributif Groupe). Les deuxsociétés exercent également les activités de ventes de gaz,centrées à l’origine sur leur territoire historique de distribution.Les ventes consolidées de gaz du groupe GASAG en 2007 se sontélevées à 22,5 TWh. GASAG possède et exploite également desinstallations de stockage d’une capacité utile de 750 millions demètres cubes.

GASAG recherche un développement de ses ventes fondé sur lesfortes compétences gazières dans un contexte d’ouverture desmarchés et de pression à la baisse sur les tarifs ATR. Au1er octobre 2007, GASAG a lancé une première offrecommerciale gaz hors de son territoire historique dans la villede Kiel.

Belgique

Gaz de France et Centrica détiennent depuis le 28 septembre2005, par le biais de leur filiale commune Segebel, uneparticipation majoritaire dans le capital de SPE. Avec cetteacquisition un ensemble a été constitué autour de SPE quiregroupe, après fusion, désormais les activités de SPEproprement dit, Luminus, société de commercialisation crééepar Centrica et les intercommunales flamandes de distributionet enfin ALG Négoce, société de commercialisation créée parGaz de France et l’Association Liégeoise du Gaz.

Gaz de France et Centrica contrôlaient conjointement SPEjusqu’à fin novembre 2007.

SPE, deuxième producteur d’électricité en Belgique, dispose de1 635 MWel en propre de capacité majoritairement dans descycles combinés gaz mais également des centraleshydrauliques, des participations de 4 % dans les centralesnucléaires de Doel et Tihange ainsi qu’un droit de tirage sur lacentrale de Chooz. Dans le cadre du projet de fusion avec Suez,Gaz de France s’est engagé à céder sa participation dansSegebel.

Slovaquie

SPP est un groupe intégré dans l’achat, le transit, le transport,la distribution, la vente et le stockage de gaz naturel enSlovaquie. Le Groupe et E.On-Ruhrgas, par le biais de leur filialecommune à 50 %-50 % Slovak Gas Holding BV (« SGH »),détiennent une participation de 49 % dans SPP, l’Etat slovaquedétenant le solde du capital. Gaz de France et E.On-Ruhrgas, autitre du pacte qui lie SGH à l’Etat slovaque, ont le contrôleconjoint du management de la société (quatre membres duDirectoire sur un total de sept). La Société a fait transiter en2007 par ses infrastructures près de 73 milliards de m3 de gazdepuis la frontière Ukrainienne vers l’Autriche et la RépubliqueTchèque.

SPP a conduit avec succès au 1er juillet 2006 la séparationjuridique et comptable des activités de transit et de distributionen créant deux filiales : SPP Prepava, filiale à 100 % de SPP,renommée Eustream au 1er janvier 2008, en charge des activités



de transit international du gaz naturel en Slovaquie et SPPDistribucia, filiale à 100 % de SPP, en charge des activités detransport et de distribution du gaz naturel en Slovaquie. Lesactivités commerciales sont assurées directement par SPP.

SPP détient et exploite le réseau de transport et distribution degaz de Slovaquie d’une longueur totale de 31 537 kilomètres au31 décembre 2007. La portion du réseau de SPP faisant partie dugazoduc européen de transit est-ouest mesure 2 268 kilomètreset s’étend de la frontière ukrainienne aux frontières tchèque etautrichienne. Ce gazoduc a une capacité totale d’environ 95milliards de m3 par an. Le système de transit de SPP inclutquatre stations de compression le long de ce gazoduc, avec unepuissance totale de plus de 1 000 MW.

SPP a vendu 59 TWh de gaz naturel à près de 1,5 million declients au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2007 (donnéesà 100 %). A cette date, SPP détenait 100 % du marché des clientséligibles.

SPP détient 56 % de Nafta, propriétaire et exploitantd’installations de stockage de gaz naturel en Slovaquie avec unecapacité d’environ 1,88 milliard de m3. SPP possède égalementdes installations de stockage en République tchèque, via safiliale à 50 % SPP Bohemia.

SPP détient 35 % de la société Pozagas, en commun avec Nafta(35 %) et Gaz de France (30 %), société qui possède desinstallations de stockage situées près des réseaux de transportde SPP avec une capacité utile de 645 millions de m3 et dontNafta est l’opérateur.

Autriche

Le Groupe détient 20 % de la Société d’Investissement enAutriche (SIA) (18), en partenariat avec EDF (80 %), société quidétient elle-même 25 % plus une action de la holding ESTAG(correspondant à la minorité de blocage en droit autrichien). LeLand de Styrie détient le solde des actions d’ ESTAG et a concluavec SIA un pacte d’actionnaires qui donne à SIA des pouvoirsplus étendus que sa minorité de blocage. En particulier, Gaz deFrance dispose d’un représentant au Conseil de Surveillanced’ESTAG, d’un représentant au Conseil de Surveillance et d’uneautre place au Directoire de sa filiale STGW. Les principalesfiliales d’ESTAG sont :

• Steweag-Steg, filiale à 65,4 % (le reste étant détenu parVerbund le principal producteur d’électricité d’Autriche), leplus important distributeur et commercialisateur d’électricitédu Land de Styrie ;

• Steierische Gas Wärme (STGW), filiale à 100 %, est le principaltransporteur, distributeur et commercialisateur de gaz et dechaleur dans le Land de Styrie.

Portugal

Le Groupe détient une participation de 12,7 % dans Portgas auxcôtés de Elyo (12,7 %) et de Energias de Portugal (EDP)(72,2 %) dans le cadre d’un pacte d’actionnaires qui a pris fin endécembre 2007. Portgas, qui est le second plus granddistributeur de gaz portugais, opère dans les régions de Porto,Braga et Viana do Castelo (nord du pays).

La loi portugaise de transposition de la Directive 2003/55 prévoitune ouverture progressive du marché entre le 1er janvier 2007 et

le 1er janvier 2010. Portgas s’est préparé à cette ouverture enséparant dans son organisation les activités decommercialisation et de réseau.

Au 31 décembre 2007, Portgas desservait près de 180 000 clientsgrâce à un réseau de 2 815 kilomètres, et réalisait un volume deventes de 2,5 TWh (données pour 100 %).

Espagne

Le Groupe détient 12 % de Medgaz, société de construction etd’exploitation d’un gazoduc sous-marin d’une capacité de 8milliards de m3 par an qui doit relier directement l’Algérie àl’Espagne, de Beni Saf (près de la frontière marocaine) à Almeria(Andalousie). La décision d’investissement finale de ce projet aété prise le 21 décembre 2006 par les organes sociaux deMedgaz. Les travaux de construction ont débuté mi-2007. Lamise en service est prévue au second semestre 2009, etconcernera en même temps un tronçon terrestre en Algérie (2km), la partie sous-marine (200 km) et quelques centaines demètres en Espagne. Medgaz sera raccordé à un tronçonterrestre de 250 km en Espagne, entre Almeria et Albacete,construit, opéré, et mis en service également en 2009, parEnagas, transporteur national.

Hongrie

Egaz-Degaz Zrt (détenue à 99,74 % par le Groupe) est la sociétéqui résulte de la fusion réalisée en 2006 entre Degaz et Egaz,deux distributeurs et vendeurs de gaz naturel sur le marchéhongrois. La participation répond à la stratégie du Groupe dedéveloppement en Europe avec pour objectif de desservir unepart significative du marché hongrois de la distribution. Acquisesen contrôle majoritaire en 1995, ces sociétés ont soutenu demanière constante d’importants progrès de productivité et dedéveloppement.

Egaz Degaz a conduit avec succès au 1er juin 2007, la séparationjuridique et comptable des activités de commercialisation et desactivités régulées. Egaz Degaz Foldgazeloszto, filiale à 100 %d’Egaz Degaz, est en charge des activités de réseau. Elleexploite au 31 décembre 2007, 23 000 km de réseau et dessert790 000 clients répartis sur 650 communes.

Roumanie

Afin de renforcer sa présence en Europe centrale et orientale,Gaz de France a acquis, le 31 mai 2005, 51 % du capital de lasociété roumaine de distribution Distrigaz Sud, le solde ducapital de cette société étant détenu par l’Etat roumain (37 %) etle Fonds de la Propriété (12 %). Cette transaction a permis auGroupe de prendre une position importante sur un marchéprometteur, dans un pays qui a intégré l’Union Européenne le1er janvier 2007. Gaz de France a signé le 28 juin 2005 un contratavec la Banque Européenne pour la Reconstruction et leDéveloppement (BERD) et la Société Financière Internationale(SFI) en vue de leur entrée à hauteur de 10 % chacune au capitald’une société holding à laquelle ont été apportés les 51 %détenus dans Distrigaz Sud. L’entrée effective de la SFI et de laBERD a été réalisée le 2 février 2006. Chacune dispose du droitde désigner un observateur sans droit de vote au conseild’administration de Distrigaz Sud et d’une option de vente de saparticipation pendant 120 jours à compter du 1er juin des années2010 à 2013. Gaz de France dispose de son côté d’une optiond’achat pendant 120 jours à compter du 1er juin de chaque annéeà partir de 2014.

(18) Cette participation n’est pas consolidée dans la mesure où Gaz de France considère ne pas exercer une influence notable sur cette société.



En 2007, Distrigaz Sud a finalisé l’acquisition de 100 % de lasociété de distribution Vitalgaz, titulaire de concessions dedistribution de gaz sur le territoire de Distrigaz Sud Cetteacquisition permet au Groupe de conforter sa position sur lemarché roumain. Au 31 décembre 2007, Distrigaz Sud desserten gaz naturel 1 175 000 clients grâce à un réseau dedistribution de 14 740 kilomètres. Les ventes de cette société sesont élevées à environ 36,1 TWh en 2007.

La séparation juridique des activités distribution etcommercialisation de Distrigaz Sud sera effective au 1er mars2008.

En avril, Gaz de France est entré à hauteur de 65 % au capital deAmgaz, troisième opérateur de stockage roumain avec unecapacité actuelle de 50 millions de m3 de gaz naturel qui devraitêtre portée à 300 millions de m3 à l’horizon 2011. En octobre, leGroupe a pris une participation de 59 % dans le deuxièmeopérateur de stockage de gaz naturel en Roumanie, Depomures,qui gère le site de Tirgu Mures, dans le Nord du pays. Cestockage en gisement déplété a une capacité de 300 millions dem3 de gaz naturel.

Avec ces deux acquisitions, Gaz de France devient le premierinvestisseur privé sur le marché du stockage en Roumanie. Lesdéveloppements envisagés permettront de renforcer la sécuritéd’approvisionnement de la Roumanie.

Pologne

Le Groupe est actionnaire minoritaire (22,2 %) aux côtés d’EDF(77,42 %) du cogénérateur EC Wybrzeze dans la région deGdansk. ECW dispose d’une capacité de production électriqueinstallée de 336 MW, principalement à partir de charbon, etalimente les réseaux urbains de chaleur des villes de Gdansk etGdynia.

Gaz de France a décidé d’exercer l’option de vente de cetteparticipation début 2008 conformément à la conventiond’actionnaires de juillet 2000.

Royaume-Uni

Une tendance de fond dans l’industrie énergétique européenneest la convergence des offres commerciales gaz et électricité.Gaz de France ESS (« GDF ESS ») est la filiale decommercialisation du Groupe au Royaume-Uni et propose cetype d’offres ; son portefeuille de clientèle est orienté vers lemarché industriel et tertiaire. En 2007, GDF ESS a ainsi vendu10,1 TWh d’électricité (contre 10,9 TWh en 2006) et 38,6 TWh degaz (contre 36,4 TWh en 2006) à des clients de ce segment.

6.1.3.2.3.2.2.2 Au-delà de l’Europe

Canada

Gaz Métropolitain (détenu indirectement à 12,8 % par Gaz deFrance) est le troisième distributeur de gaz naturel au Canada etl’unique distributeur de gaz dans l’Etat du Vermont aux Etats-Unis. Au 31 décembre 2007, Gaz Métropolitain desservait près de210 000 clients à partir de réseaux de distribution totalisant prèsde 11 000 kilomètres. La société Gaz Métropolitain est inscrite àla Bourse de Toronto sous la référence GZM.UN.

Intragaz (détenu indirectement à 47 % par Gaz de France)détient le droit de gérer et d’exploiter des installations destockage au Québec avec une capacité utile de près de140 millions de m3 au 31 décembre 2007. La capacité destockage est entièrement utilisée contractuellement par GazMétropolitain.

Le gouvernement du Québec a donné son feu vert au projet determinal méthanier Rabaska. Ce projet de terminal méthanierd’une capacité de 5 milliards de m3, situé sur la commune deLévis près de Québec, est le fruit d’un partenariat entreEnbridge, Gaz Métro et Gaz de France. Il permettra d’assurer ladiversification de l’approvisionnement du Québec et de l’Ontarioen gaz naturel et de répondre aux objectifs environnementaux duQuébec pour lutter contre les changements climatiques.

Mexique

Le Groupe détient, par l’intermédiaire de filiales détenues à100 % (Consorcio Mexigas, Tamauligas et Natgasmex), troislicences de distribution de gaz naturel au Mexique. En vertu deces licences, le Groupe a distribué du gaz naturel à plus de241 000 clients dans les banlieues de Mexico, à Puebla et dans larégion de Matamoros (Norte Tamaulipas) au cours de l’exerciceclos le 31 décembre 2007. Il a vendu plus de 6 TWh à ses clientsdirects et acheminé 16 TWh pour le compte de tiers.

Le Groupe est le propriétaire unique du gazoduc Bajio de200 kilomètres de long dans le centre du Mexique. Transnatural,une société commune du Groupe avec Gas Natural, gazierhistorique espagnol, dans laquelle chaque partie détient 50 % ducapital, a contractuellement réservé pour 30 ans à compter de1998 toute la capacité de ce gazoduc pour la revendre auprèsd’industriels et de Gas Natural Mexico, un distributeur mexicainde gaz, filiale de Gas Natural.

Le Groupe détient 67,5 % de Energia Mayakan (sociétépropriétaire du gazoduc Mayakan), d’une longueur de 700kilomètres, situé dans la péninsule du Yucatan. CFE, la sociéténationale d’électricité du Mexique, a contractuellement réservé92 % de la capacité de ce gazoduc jusqu’en 2026. Ce contrat àlong terme a permis au Groupe d’obtenir de la BanqueInteraméricaine de Développement un financement d’unmontant de 210 millions de dollars nécessaire au programme deconstruction et de renforcement des ouvrages.

Inde

Petronet LNG, société créée à l’initiative des autorités indiennespour la réalisation de projets d’importation de GNL en Inde, adéveloppé la première chaîne d’approvisionnement en GNL dumarché indien, avec un terminal méthanier mis en service enjanvier 2004 à Dahej dans l’Etat du Gujarat. Le Groupe détient10 % de Petronet LNG, dont 34,8 % des actions sont admises à lacote sur le marché réglementé indien.

Suite au succès de la première phase du projet de Dahej,Petronet LNG a décidé de doubler la capacité de ce terminalpour le faire passer de 6,2 millions de tonnes de GNL par an à11,5 millions de tonnes avec une mise en service commercialeprévue début 2009. Les travaux de cette extension sont en cours.De plus la société projette la construction d’un deuxièmeterminal à Kochi dans l’Etat du Kerala.



6.1.4 Environnement législatif et réglementaire en France

La production, le transport et la distribution (ces activitésincluant à l’époque la fourniture de gaz naturel) ont éténationalisés par la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 et l’exploitationdu quasi-monopole en résultant avait été confiée par cette loi àGaz de France. Ces divers monopoles ont évolué au fil du temps,notamment à la suite de l’adoption de plusieurs textes d’originecommunautaire visant à créer un marché intérieur du gaznaturel au sein de l’Union européenne. L’ouverture des marchéspoursuivie au niveau européen implique en particulier lapossibilité pour tous les clients établis dans un Etat membre des’adresser au producteur ou au fournisseur de leur choix dans lemême Etat membre ou dans un autre Etat membre.

Deux directives ont permis l’ouverture progressive des marchésdu gaz : la directive 98/30 du 22 juin 1998 et la directive 2003/55du 26 juin 2003.

La directive 2003/55 abrogeant la directive 98/30 a en effetparachevé cette ouverture complémentaire dont bénéficient lesclients autres que les clients particuliers (les clients achetant dugaz non destiné à leur usage domestique) depuis le 1er juillet2004 : elle s’applique à l’ensemble des clients depuis le 1erjuillet 2007. La directive 2003/55 a été transposée en France parles lois gazières successives n° 2003-8 du 3 janvier 2003,n° 2004-803 du 9 août 2004, n° 2005-781 du 13 juillet 2005 etn° 2006-1537 du 7 décembre 2006.

Les directives successives et leurs lois de transpositionprévoient en outre des dispositions visant à garantir un accèstransparent et non discriminatoire aux infrastructures (réseauxde transport et de distribution de gaz, installations de GNL etstockages de gaz). Lorsque l’entreprise est intégrée(c’est-à-dire exerce plusieurs activités dans le domaine du gaznaturel), a été imposée la mise en place d’une séparationcomptable entre les différentes activités gazières à laquelles’ajoute la séparation juridique des activités des réseaux detransport et de distribution par rapport aux activités deproduction et de fourniture.

6.1.4.1 La fourniture de gaz en France

6.1.4.1.1 Les clients éligibles

Aux termes de la loi du 3 janvier 2003 modifiée, depuis le 1erjuillet 2007, tous les clients, qu’ils soient ou non des clientsdomestiques, bénéficient de l’éligibilité, c’est-à-dire ont le droitde choisir librement, le cas échant par l’intermédiaire d’unmandataire, leur fournisseur de gaz. La mise en œuvre effectivede cette liberté de vendre et d’acheter est rendue possible parl’instauration d’un droit d’accès aux différentes infrastructures.

Lorsqu’un client veut exercer son éligibilité, le contrat detransport et de fourniture qu’il a précédemment conclu à un tarifréglementé est résilié de plein droit. Si, en revanche, le clientéligible n’exerce pas son droit de s’adresser au fournisseur deson choix pour un site, il conserve pour ce site le contrat defourniture de gaz naturel en vigueur à la date à laquelle ildevient éligible ; les clauses tarifaires de ce contrat se voientappliquer, le cas échéant, les mêmes évolutions que cellesapplicables aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel.

La loi du 7 décembre 2006 institue en matière de gaz un tarifspécial de solidarité offert par tous les fournisseurs etconstituant une obligation de service public. Un décret enconseil d’Etat précisera les conditions du tarif spécial desolidarité, en particulier pour les clients domestiques résidantdans un immeuble d’habitation chauffé collectivement.

Cette loi introduit également de nouvelles dispositions enmatière de protection des consommateurs : elles imposent enparticulier au fournisseur des obligations d’information ayanttrait notamment aux conditions de résiliation, aux modificationsdes contrats ou encore aux modalités de facturation.

6.1.4.1.2 L’autorisation de fourniture

Les directives gaz successives ont permis aux Etats membresd’encadrer par des autorisations la fourniture de gaz naturel,c’est-à-dire la vente aux clients. La directive 2003/55 s’appliqueau biogaz et au gaz issu de la biomasse ou à d’autres types degaz, dans la mesure où il est techniquement possible de lesinjecter et de les transporter en toute sécurité dans le réseau degaz naturel, ces dispositions ayant été transposées par la loi du3 janvier 2003.

Les autorisations de fourniture doivent être accordées dans desconditions de transparence et de non-discrimination. Lescritères et les procédures d’octroi sont rendus publics et lesrefus doivent être motivés.

En France, la loi du 3 janvier 2003 et le décret 2004-250 du19 mars 2004 prévoient que l’autorisation de fourniture estdélivrée par le ministre chargé de l’énergie en fonction descapacités techniques, économiques et financières du demandeuret de la compatibilité de son projet avec les obligations duservice public. Le ministre dispose d’un délai de trois mois àcompter de la demande complète d’autorisation pour la délivrerou la refuser, son silence valant rejet. Les autorisations sontnominatives et incessibles par leur titulaire, mais peuvent, encas de changement d’opérateur, être transférées par décisiondu ministre chargé de l’énergie. Le fournisseur titulaire d’uneautorisation doit communiquer au ministre chaque année avantle 1er mars les données relatives à son activité, dont la liste estfixée par arrêté ministériel. Il doit mettre à jour tous les troisans certaines informations le concernant, telles que cellesrelatives à ses capacités techniques et économiques.

Chaque autorisation précise les catégories de clients auxquelspeut s’adresser le fournisseur.

Au titre d’un arrêté du ministre chargé de l’énergie en date du14 septembre 2004, Gaz de France est autorisé à fournir du gaznaturel aux catégories de clients suivantes :

• les clients non domestiques assurant ou non une missiond’intérêt général ;

• les distributeurs ;

• les autres fournisseurs de gaz naturel ;

• les clients domestiques.



Les ministres chargés de l’économie et de l’énergie approuventles tarifs réglementés de vente du gaz aux clients après avis dela CRE.

La fourniture de gaz à tarif réglementé a été érigée en servicepublic local par la loi du 7 décembre 2006.

6.1.4.2 Le transport et transit – Le stockage –La regazéification du gaz naturel en France

L’activité de transport recouvre, selon la directive 2003/55, letransport du gaz naturel par l’intermédiaire de gazoducs à hautepression. Elle se situe en amont de l’activité de distribution etest destinée à transporter du gaz naturel par l’intermédiaire deréseaux nationaux ou régionaux (dans le cas de la France) degazoducs aux fins de fourniture à des clients, mais sanscomprendre la fourniture elle-même.

Quant aux installations de stockage, toujours selon la directive,elles sont détenues et/ou exploitées par des entreprisesexerçant une activité dans le secteur du gaz naturel, et, enpratique, servent à optimiser les approvisionnements en gazcompte tenu des fluctuations de la consommation, elles sont unmoyen essentiel pour garantir les obligations de service public,telle que la sécurité des approvisionnements.

La directive 2003/55 prévoit de désigner des gestionnaires deréseaux de transport et d’installations de stockage et préciseleurs missions : les entreprises gestionnaires de réseaux detransport et d’installations de stockage doivent exploiter,entretenir et développer des installations sûres, fiables etefficaces et doivent garantir que le réseau de transport et lestockage de gaz naturel permettent un fonctionnementperformant et sécurisé du réseau interconnecté.

Afin d’assurer l’indépendance du gestionnaire de réseau, Gaz deFrance a séparé la gestion de l’exploitation de son réseau detransport des activités de fourniture et de production,conformément aux exigences de la directive 2003/55. La gestiondu réseau de transport est assurée par une entité juridiquedistincte, GRTgaz, détenue par Gaz de France mais qui en estindépendante (pour de plus amples détails sur les exigencesréglementaires, voir paragraphe 6.1.4.5 – « Gestion séparée puisfilialisation des gestionnaires des réseaux de transport et dedistribution »).

6.1.4.2.1 La construction et l’exploitation descanalisations de transport de gaz naturel

La loi du 3 janvier 2003 prévoit que la construction etl’exploitation des canalisations de transport de gaz naturel sontsoumises à l’octroi d’une autorisation délivrée par le ministrechargé de l’énergie après une enquête publique en fonction descapacités économiques, financières et techniques dudemandeur, de la compatibilité de son projet avec les principeset les missions de service public, de la protection del’environnement, ainsi que de la sécurité des canalisations detransport de gaz naturel et des réseaux ou installations qui leursont raccordés. L’autorisation confère à son titulaire le droitd’occuper le domaine public et elle peut lui ouvrir droit àl’application de servitudes spécifiques pour les travaux deconstruction des canalisations. Les autorisations sontnominatives et incessibles sauf autorisation de l’administration.

Les bénéficiaires des autorisations de transport de gaz naturelexercent leurs missions dans les conditions fixées par cesautorisations et par les cahiers des charges qui leur sontannexés.

Les cahiers des charges doivent être conformes au cahier descharges type approuvé par le décret du 15 janvier 1952 modifiépar le décret n° 2003-944 du 3 octobre 2003. Ce cahier descharges définit notamment l’utilisation générale des ouvragesde la concession en précisant un ordre de priorité pour lesclients à desservir, les conditions dans lesquelles sont établisles réseaux de transport et les obligations de service public quisont imposées au transporteur.

Ce régime d’autorisation, mis en place par la loi n° 2001-1276 du28 décembre 2001, loi de finances rectificative pour 2001, asuccédé à un régime de concessions octroyées par l’Etat, alorspropriétaire des réseaux. En 2002, Gaz de France a racheté àl’Etat le réseau de transport qu’il exploite et dont il estdésormais propriétaire. Gaz de France a reçu une autorisationde transport le 4 juin 2004, qui a été transférée le 1er janvier 2005à Gaz de France Réseau Transport devenu GRTgaz enapplication de l’article 12 – III de la loi n° 2004-803 du 9 août2004.

6.1.4.2.2 Le transit

La directive 91/296 du 31 mai 1991 avait mis en place un régimede transit du gaz naturel entre les grands réseaux de gaz naturelà haute pression et avait dressé la liste des entités qui en étaientresponsables. Cette directive définissait le transit comme uneactivité de transport impliquant le franchissement d’au moinsune frontière intracommunautaire, le réseau d’origine ou dedestination devant être situé sur le territoire de la Communautéeuropéenne. Elle prévoyait également que la réalisationd’opérations de transit nécessitait la conclusion de contrats detransit entre les responsables de ces réseaux avec, le caséchéant, les entités responsables des importations etexportations de gaz naturel dans les Etats membres concernés.

La directive 2003/55 abroge les dispositions de la directive91/296 avec effet au 1er juillet 2004; toutefois, les contratsconclus en application de cette directive et produisant des effetsà cette date continuent d’être valables et peuvent encore êtremis en oeuvre conformément aux dispositions de la directive91/296.

L’article 7.1 de la loi du 3 janvier 2003 et le décret n° 2005-877du 23 juillet 2005 prévoient que, sous certaines conditions, lesnouvelles grandes infrastructures gazières (celles quipermettent l’interconnexion des réseaux de transport entreEtats membres, celles concernant les installations de stockageou de GNL) peuvent déroger aux dispositions prévues pourl’accès des tiers.

La loi du 3 janvier 2003 permet par ailleurs, notamment pour lestransits, la possibilité de dérogations en matière de tarifs et deconditions d’utilisation des réseaux.

6.1.4.2.3 L’activité de regazéification

Aucune autorisation n’est nécessaire pour l’accès à l’activité deregazéification du GNL. Toutefois, un terminal méthanier



constitue une installation classée pour la protection del’environnement (installations Seveso) et, à ce titre, sonexploitation est soumise à une autorisation préfectoralespécifique (voir paragraphe 6.1.5.2.1.1 – « Installations classéespour la protection de l’environnement (périmètre France) »).

6.1.4.2.4 Le stockage

La recherche, la création, les essais, l’aménagement etl’exploitation de cavités souterraines naturelles ou artificiellesou de formations naturelles présentant les caractéristiquesrequises pour constituer des réservoirs étanches en vue dustockage de gaz naturel ou d’hydrocarbures liquides, liquéfiésou gazeux (ci-après les « stockages souterrains ») relèvent,selon la loi du 3 janvier 2003, du régime des concessions demines régi par le code minier. Ce régime prévoit notamment queles travaux de recherche de stockages souterrains ne peuventêtre entrepris que par le propriétaire de la surface ou, à défautde l’accord de ce dernier, en vertu d’une autorisation du ministrechargé des mines ou par le bénéficiaire d’un permis exclusif derecherche.

Les stockages souterrains ne peuvent être exploités qu’en vertud’une concession qui détermine le périmètre et les formationsgéologiques auxquelles elle s’applique. Les concessions sontaccordées par décret en Conseil d’Etat après enquête publiqueet mise en concurrence. En cas de renouvellement d’uneconcession antérieure de stockage, celle-ci peut être attribuée,sans appel à concurrence, au titulaire lorsque les formationsgéologiques faisant l’objet de la demande sont incluses dans lespérimètres déjà autorisés.

Les titulaires de concessions de stockage souterrain de gazdoivent assurer leur exploitation de manière compatible avec unfonctionnement sûr et efficace des réseaux de gaz naturelinterconnectés.

La loi du 9 août 2004 et le décret n° 2006-1034 du 21 août 2006fixent les conditions de priorité pour l’accès aux stockages. Unehiérarchie est ainsi définie entre, par ordre décroissant, le bonfonctionnement et l’équilibrage des réseaux de transport, puis lafourniture des clients domestiques et des clients nondomestiques assurant des missions d’intérêt général ou dont lescontrats ne prévoient pas de fourniture interruptible et enfin, laréalisation des obligations de service public légalement prévues.(Voir également l’arrêté du 7 février 2007 relatif aux profils etaux droits unitaires de stockage).

Le décret du 21 août 2006 précise en outre notamment lesconditions d’attribution et d’allocation des droits d’accès auxcapacités de stockage et de répartition de celles-ci.

Il est également imposé au fournisseur autorisé ou à sonmandataire la constitution de stocks, de manière à détenir au31 octobre de chaque année une quantité suffisante de gazpermettant la fourniture de ses clients sur la période du 1ernovembre au 31 mars. Cette détention de stocks peut interveniren complément d’autres instruments. En cas de non-respect deces obligations, des sanctions administratives et pécuniairessont instituées par la loi du 9 août 2004.

6.1.4.3 La distribution en France

La directive 2003/55 définit la distribution comme le transport degaz naturel par l’intermédiaire de réseaux locaux ou régionauxde gazoducs aux fins de fourniture à des clients professionnelsou domestiques, mais ne comprenant pas la fourniture. Il s’agitdonc, en pratique, des activités de développement etd’exploitation du réseau de distribution et d’acheminement surce dernier, ainsi que de livraison de gaz naturel.

6.1.4.3.1 Monopole de distribution

Par les articles 1 et 3 de la loi de nationalisation du 8 avril 1946,Gaz de France s’est vu confier le monopole de la distribution, quicouvre aujourd’hui, en pratique, la quasi-totalité des 9 202communes qu’il dessert.

Ce monopole est toutefois assorti d’exceptions :

• La première exception découle de l’article 23 de la loi de 1946 :sont maintenues hors du champ de la nationalisation lesexploitations gazières locales – régies et sociétés d’économiemixtes – qui relevaient déjà du secteur public. Elles devaientêtre maintenues dans la situation où elles se trouvaient alors.Cependant, le législateur a autorisé ces distributeurs nonnationalisés à étendre leur activité aux communes connexesdès lors que ces dernières ne disposent pas d’un réseau dedistribution de gaz (article 88 de la loi du 6 février 1992 relativeà l’administration territoriale de la République modifié).

• La deuxième exception a été engagée par l’article 50 de la loidu 2 juillet 1998 portant diverses dispositions d’ordreéconomique et financier. Cette loi a mis en place un plannational de desserte énumérant les communes – ou lesgroupements de communes – non desservies en gaz quisouhaitaient être alimentées et pour lesquelles Gaz deFrance – ou un distributeur non nationalisé – était tenud’engager, dans les trois ans, les travaux de desserte. Lescommunes non inscrites au plan de desserte ou pourlesquelles les travaux n’avaient pas été engagés dans les troisans pouvaient être desservies par le distributeur de leur choix,agréé par le ministre chargé de l’énergie dans des conditionsobjectives et non discriminatoires (article L.2224-31 III du Codegénéral des collectivités territoriales, le « CGCT »). La loin° 2005-781 du 13 juillet 2005 ayant supprimé le plan dedesserte mis en place à partir de 2000, toutes les communesnon desservies en gaz peuvent confier leur distributionpublique à l’opérateur agréé de leur choix.

Le Conseil constitutionnel, dans sa décision n° 2006-543 DC du30 novembre 2006, a rappelé les fondements de cetteorganisation.

La filialisation de l’activité de distribution de Gaz de France apris effet le 31 décembre 2007. La société GrDF, issue de cettefilialisation, bénéficie désormais du monopole de la distributiondu gaz naturel qui lui a été légalement transféré ; (voir chapitre« 6.1.4.5 Gestion séparée puis filialisation des gestionnaires desréseaux de transport et de distribution »).



6.1.4.3.2 Régime de concession

La distribution de gaz naturel constitue en France un servicepublic communal (communes ou le cas échéant leursétablissements publics de coopération mentionnés à l’articleL.2224-31 du CGCT). Chaque commune – ou groupement decommunes – confie au distributeur, par voie de concession,l’exploitation de ce service public sur son territoire, dit périmètrede la concession. Les concessions liant ainsi les communes etGaz de France sont conclues ou renouvelées, selon le cas, sur labase d’un modèle de cahier des charges établi conjointemententre la Fédération nationale des collectivités concédantes etrégies (FNCCR) et Gaz de France en 1994 et mis à jour en 2007.Certains éléments de ce modèle de cahier des charges sontprésentés ci-après.

Exploitation du service de distribution

La commune garantit au distributeur une exclusivité sur lepérimètre de la concession pour construire les ouvrages etassurer leur exploitation.

La commune peut également assurer la construction desouvrages destinés à la concession.

Le concessionnaire est chargé de l’établissement des ouvrageset du fonctionnement du service qu’il exploite à ses frais ainsiqu’à ses risques et périls ; en contrepartie, il est autorisé àpercevoir auprès des usagers un prix destiné à rémunérer lesobligations mises à sa charge. Le non-respect de ses obligationsexposerait notamment le concessionnaire à des pénalitéscontractuellement prévues.

Redevances et répartition des frais de la concession

Le concessionnaire verse à la commune, d’une part, desredevances de concession dont le montant résulte desstipulations du cahier des charges et, d’autre part, desredevances d’occupation du domaine public, dont le régime estfixé aux articles L.2333-84 et suivants et R.2333-114 et suivantsdu code général des collectivités territoriales.

La redevance de concession comporte elle-même deuxéléments : l’un relatif au fonctionnement, pour financer les fraissupportés par la commune en vue de lui permettre d’exercer sescompétences principalement dans le domaine du contrôle,l’autre relatif à l’investissement, étant observé que la communeest, comme le concessionnaire, susceptible d’établir elle-mêmedes ouvrages de distribution qu’elle remet alors auconcessionnaire.

Régime des biens de la concession

Sur le périmètre de la concession, les ouvrages de distributionappartiennent aux communes dès leur construction (et sont dèslors désignés comme des biens de retour qui, à la fin de laconcession reviennent en pleine propriété à la commune), alorsmême qu’ils sont construits et financés par le distributeur,auquel l’exclusivité de leur usage est conférée. Cette propriétéau profit des communes a été confirmée par la loi du7 décembre 2006.

Durée de la concession

La concession est par nature limitée dans sa durée : lescommunes et Gaz de France fixent au cas par cas une duréegénéralement comprise entre 25 et 30 ans. La résiliationanticipée de la concession est strictement encadrée quant à sesmotifs (limitativement énumérés) et quant à sa date (la moitié dela durée devant être écoulée); elle est de surcroît soumise à unpréavis de deux ans et donne lieu à indemnisation de Gaz deFrance par l’autorité concédante.

6.1.4.4 L’accès des tiers aux infrastructures enFrance

Afin de permettre à tout client éligible établi dans un Etatmembre de s’adresser au fournisseur de son choix situé dans lemême ou un autre Etat membre, un droit d’accès des tiers auxréseaux de transport et de distribution, ainsi qu’aux installationsde stockage et aux terminaux méthaniers, a été institué.

La loi française prévoit la possibilité de dérogations auxconditions commerciales générales et aux tarifs d’utilisation desréseaux de transport et de distribution et des installations deGNL (voir paragraphe 6.1.3.2.1.2.1.4 – « Tarifs d’acheminement »)lorsqu’elles sont justifiées par des modalités particulièresd’utilisation des ouvrages et des installations, notamment en casde transit. D’autres dérogations peuvent être accordées par leministre chargé de l’énergie pour de nouvelles infrastructures deGNL, de stockage ou d’interconnexion entre réseaux detransport, après avis de la CRE, la Commission Européennepouvant demander la modification ou l’annulation de cettedécision de dérogation.

6.1.4.4.1 Modalités d’accès aux réseaux detransport et de distribution et aux installations deGNL et de stockage

La loi du 3 janvier 2003 confère aux clients éligibles, auxfournisseurs et à leurs mandataires un droit d’accès réglementéaux ouvrages de transport et de distribution de gaz naturel ainsiqu’aux installations de GNL, y compris les installationsfournissant des services auxiliaires.

Ce droit s’exerce, d’une part, pour assurer la fourniture de gaznaturel aux clients éligibles, et, d’autre part, pour permettrel’exécution des contrats de transit de gaz naturel entre lesgrands réseaux de transport de gaz à haute pression de l’Espaceéconomique européen.

La directive 2003/55 prévoit également que les Etats membresprennent toutes les mesures nécessaires pour permettre auxentreprises de gaz naturel et aux clients éligibles d’obtenirl’accès aux réseaux de gazoducs en amont, c’est-à-dire auxgazoducs ou réseaux de gazoducs exploités et/ou construitsdans le cadre d’un projet de production de pétrole ou de gaz, ouutilisés pour le transport du gaz naturel d’un ou de plusieurssites de production vers une usine, un terminal de traitement ouun terminal d’atterrage final.



Le refus d’un opérateur de conclure un contrat d’accès à sonréseau de transport ou de distribution ou aux installations deGNL doit être motivé et notifié au demandeur ainsi qu’à la CRE.Il ne peut être valablement motivé que si :

• la capacité du réseau est insuffisante ;

• des motifs techniques le justifient ;

• l’accès au réseau concerné place l’opérateur dansl’impossibilité de remplir ses obligations de service public ; ou

• une dérogation temporaire préalable est octroyée par la CREdans l’hypothèse où l’accès au réseau pourrait générer degraves difficultés économiques et financières pour l’opérateurdans le cadre de l’exécution des contrats take-or-pay auxquelsil est partie, dans la mesure où l’évolution de ses débouchésne pouvait raisonnablement être prévue au moment de laconclusion de ces contrats.

Pour assurer techniquement l’accès au réseau de transport, dedistribution ou d’installations de GNL, le transporteur ou ledistributeur met en oeuvre les programmes de mouvements degaz naturel établis par les fournisseurs. Dans le cadre de cettemission, l’opérateur doit assurer à tout instant l’équilibre desflux de gaz naturel, la sécurité et l’efficacité de son réseaucompte tenu des contraintes techniques auxquelles il estsoumis. Il doit également veiller à la disponibilité et à la mise enœuvre des services et des réserves nécessaires aufonctionnement du réseau et des interconnexions et procéderaux comptages nécessaires. Tout opérateur exploitant desouvrages de transport, de distribution ou de stockage de gaznaturel ou des installations de GNL et tout fournisseur lesutilisant est tenu de fournir aux autres opérateurs lesinformations nécessaires pour assurer le bon fonctionnementdu réseau interconnecté et des stockages.

Les opérateurs gestionnaires du réseau de transport, dedistribution et d’installations de GNL et de stockage doivents’abstenir de toute discrimination entre les utilisateurs ou lescatégories d’utilisateurs des ouvrages ou des installations qu’ilsexploitent.

Concernant le stockage, la directive 2003/55 prévoit l’accès,réglementé ou négocié, aux installations de stockage lorsque lafourniture d’un accès efficace au réseau aux fins del’approvisionnement de clients l’exige pour des raisonstechniques ou économiques. La loi du 9 août 2004 a retenu leprincipe de l’accès négocié entre le fournisseur autorisé et lesexploitants de stockages, ces derniers ayant une obligation depublication des conditions générales d’utilisation des stockages.La notion d’installation de stockage s’étend au gaz en conduite,mais exclut les services auxiliaires et les infrastructures destockage temporaire de GNL qui sont nécessaires au processusde regazéification du gaz et à sa fourniture ultérieure au réseaude transport.

La loi du 9 août 2004 précise qu’un refus d’accès auxinstallations de stockage doit être motivé par :

• un manque de capacités ou des motifs techniques tenant àl’intégrité et à la sécurité des installations de stockage ;

• un ordre de priorité fixé par le ministre de l’énergie pourassurer le respect des obligations de service public ; ou

• la preuve que l’accès n’est pas nécessaire sur le plantechnique ou économique pour l’approvisionnement efficacedes clients dans les conditions prévues par le contrat.

Le décret n° 2006-1034 du 21 août 2006, qui rappelle lesprincipes généraux d’utilisation du stockage, traite notammentde la détermination et de l’attribution des droits d’accès à descapacités de stockage ainsi que de la répartition et del’allocation des capacités de stockage.

L’approvisionnement des clients éligibles peut également sefaire par conduite directe, la détermination des conditionsd’octroi de toute autorisation nécessaire dans le cadre de laconstruction ou de l’exploitation de conduites directes revenantaux Etats. Les conduites directes relèvent en France du régimejuridique du transport. La directive 2003/55 et la loi du 3 janvier2003 prévoient, à cet égard, que les Etats membres peuventsubordonner l’autorisation de construire une conduite directe àun refus d’accès au réseau ou à l’ouverture d’une procédure derèglement des litiges.

Les transporteurs et distributeurs de gaz naturel ainsi que lesexploitants d’installations de GNL et titulaires de concessions destockage de gaz naturel doivent élaborer et rendre publiques lesprescriptions techniques fixant les exigences techniques deconception et de fonctionnement en matière de raccordement àleurs installations.

6.1.4.4.2 Non-discrimination, confidentialité desinformations et séparation comptable

Selon les dispositions de la loi du 9 août 2004, les activités degestionnaire de réseau s’exercent désormais par référence à un« code de bonne conduite » pour prévenir les risques depratiques discriminatoires en matière d’accès des tiers auxréseaux de transport et de distribution. En ce qui concerne letransport et la distribution de gaz naturel, l’application de cecode a fait l’objet en 2007 d’un rapport annuel établi et rendupublic par le gestionnaire du réseau concerné, qui l’a adressé àla CRE. Celle-ci publie chaque année un rapport sur le respectdu code de bonne conduite par l’entité concernée. Son dernierrapport sur le respect du code de bonne conduite par lesgestionnaires des réseaux de transport et de distribution estparu en décembre 2007.

Chaque opérateur exploitant des ouvrages de transport, dedistribution ou de stockage de gaz naturel ou des installations deGNL préserve la confidentialité de toutes les informations dontla communication serait de nature à porter atteinte à uneconcurrence loyale. La liste de ces informations a étédéterminée par décret. Les opérateurs concernés doiventcommuniquer à la CRE les mesures prises à cet effet. Laviolation de ces obligations est pénalement sanctionnée par uneamende.

Toute entreprise exerçant dans le secteur du gaz naturel une ouplusieurs des activités concernées doit tenir dans sacomptabilité interne des comptes séparés au titrerespectivement du transport, de la distribution et du stockage dugaz naturel, de l’exploitation des installations de GNL ainsi quede l’ensemble des autres activités en dehors du gaz naturel.S’ajoute également une obligation de tenir des comptes séparéspour les activités de fourniture de gaz aux clients qui ont exercé



leur éligibilité, d’une part, et à ceux qui n’ont pas exercé cettefaculté, d’autre part. Les opérateurs doivent faire approuver parla CRE les règles d’imputation, les périmètres comptables et lesprincipes de dissociation comptable. Ces comptes ne sont paspubliés.

6.1.4.5 Filialisation des gestionnaires desréseaux de transport et de distribution de gaznaturel

En vertu des dispositions de la directive 2003/55, lorsque legestionnaire d’un réseau de transport ou de distribution de gaznaturel ou, le cas échéant, un gestionnaire de réseau combinéde plusieurs infrastructures (transport et/ou distribution ou bientransport et/ou distribution auxquelles s’ajouteraient le stockageet /ou le GNL) fait partie d’une entreprise intégréeverticalement, comme Gaz de France, il doit être rendujuridiquement indépendant de l’organisation et des processus deprise de décision des entités gérant d’autres activités, enparticulier la production et la fourniture. La directive prévoitégalement différentes dispositions visant à garantirl’indépendance des gestionnaires des réseaux de transport et dedistribution. Toutefois, le texte reconnait un droit de supervisionéconomique et de gestion de l’entreprise intégrée. Cesdispositions ont été transposées en France par les lois du 9 août2004 et du 7 décembre 2006 qui imposent de filialiser lesactivités de transport et de distribution de gaz natureljusqu’alors exercées au sein de Gaz de France. Cette filialisationa été réalisée et a pris effet le 1er janvier 2005 pour le transport(création de GRTgaz) et le 31 décembre 2007 pour la distribution(création de GrDF).

La loi du 7 décembre 2006 prévoit la désignation auprès desgestionnaires des réseaux de transport (GRTgaz) et dedistribution (GrDF) filialisés d’un commissaire du gouvernementsans voix délibérative qui assiste aux séances du conseild’administration et de ses comités et peut présenter desobservations lors de toute assemblée générale.

6.1.4.6 Régulation et contrôle de l’applicationde la réglementation spécifique au secteur dugaz naturel

Afin d’arbitrer les différends susceptibles d’apparaître entre lesopérateurs du marché ouvert à la concurrence, la directive2003/55 dispose, en sus du contrôle général de la Commissioneuropéenne sur l’application du droit communautaire, qu’une ouplusieurs autorités compétentes et indépendantes désignées parchaque Etat membre sont chargées d’assurer lanon-discrimination, une concurrence effective et lefonctionnement efficace du marché. A ces fins, elles surveillentnotamment la bonne application des règles relatives à la gestionet à l’attribution des capacités d’interconnexion, les dispositifsdestinés à remédier à la congestion des réseaux, le tempsnécessaire pour que les gestionnaires effectuent leraccordement et la réparation des réseaux.

En France, la régulation est mise en œuvre de deux manières.D’une part, une autorité administrative indépendante derégulation des secteurs du gaz et de l’électricité, la CRE, a été

mise en place et, d’autre part, le ministre chargé de l’énergiedispose de certaines prérogatives en termes de contrôle et desanctions. Les collectivités locales, en leur qualité d’autoritésconcédantes, peuvent également exercer des contrôles sur labonne exécution des obligations résultant des cahiers descharges de la concession de distribution.

6.1.4.6.1 La Commission de régulation de l’énergie

La CRE est une autorité administrative indépendante créée en2000 pour la régulation du secteur de l’électricité en France dontles activités ont été étendues, par la loi du 3 janvier 2003, à larégulation de l’activité gazière. Le statut de la CRE, comme celuide toute autorité administrative indépendante, garantit sonautonomie et son impartialité et la dote de moyens nécessairesà son fonctionnement. La CRE ne dispose toutefois pas de lapersonnalité morale.

La loi du 7 décembre 2006 a modifié sa composition – enrenforçant le contrôle parlementaire – et son organisation,puisqu’elle revêt désormais un caractère bicéphale : à coté d’uncollège a été créé un comité de règlement des différends et dessanctions.

La CRE concourt – au bénéfice des consommateurs finals- aubon fonctionnement du marché du gaz naturel (et de l’électricité)en veillant à ce que les conditions d’accès aux différents réseauxn’entravent pas le développement de la concurrence. Au-delà deces compétences à caractère général, la CRE s’est vu confierdes attributions plus spécifiques.

Attributions en matière tarifaire

La CRE propose aux ministres chargés de l’économie et del’énergie des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et dedistribution ainsi que des installations de GNL. Depuis la loi du13 juillet 2005, la décision ministérielle est réputée acquise, saufopposition de l’un des ministres dans un délai de deux moissuivant la réception des propositions de la CRE. La CRE donneégalement son avis sur les tarifs réglementés de vente du gaznaturel. Elle donne enfin son avis pour les dérogations,accordées par décret conjointement par les ministres chargésde l’énergie et de l’économie, aux tarifs d’utilisation des réseauxde transport et de distribution et d’installation de GNL ainsiqu’aux conditions commerciales générales d’utilisation desouvrages (voir paragraphe 6.1.3.2.1.2.1.3 – « Accès au réseau detransport de GRTgaz », paragraphe 6.1.3.2.1.2.1.4 – « Tarifsd’acheminement sur le réseau de transport de GRTgaz »,paragraphe 6.1.3.2.1.2.2.3 – « Accès aux terminaux méthanierset aux stockages de Gaz de France », paragraphe 6.1.3.2.1.2.2.4–« Tarifs d’accès aux terminaux méthaniers et aux stockages deGaz de France », paragraphe 6.1.3.2.2.2.4 – « Accès aux réseauxde distribution gaz » et paragraphe 6.1.3.2.2.2.5 – « Tarifsd’acheminement sur le réseau de distribution gaz »). Elle donneégalement son avis au ministre pour les dérogations qu’il peutaccorder pour l’accès aux nouvelles infrastructures.

Attributions en matière de droit d’accès au réseau et

d’investissement

La CRE est garante du droit d’accès aux réseaux de gaz naturel.Elle est ainsi préalablement consultée sur les projets



réglementaires relatifs à l’accès aux ouvrages de transport et dedistribution de gaz naturel et aux installations de GNL. Lesopérateurs de réseau et les exploitants d’installations de GNLdoivent communiquer à la CRE les conditions généralesd’utilisation de leurs ouvrages et de leurs installations. En casde refus d’accès à un ouvrage de transport, de distribution degaz naturel ou à une installation de GNL justifié par un manquede capacité ou une difficulté liée au raccordement del’installation du demandeur d’accès au réseau, la CRE peutdemander et, le cas échéant, mettre en demeure un opérateurde procéder aux améliorations nécessaires si elles se justifientéconomiquement ou si un client potentiel indique qu’il s’engageà les prendre en charge.

Enfin, depuis la loi du 7 décembre 2006, la CRE approuve lesprogrammes d’investissements des transporteurs en veillant àla réalisation des investissements nécessaires au bondéveloppement des réseaux.

La CRE (en l’occurrence le comité des règlements desdifférends et des sanctions créé par la loi du 7 décembre 2006)peut être saisie en cas de différend lié à l’accès au réseau entreles opérateurs et les utilisateurs des ouvrages de transport et dedistribution de gaz naturel ou entre les exploitants et lesutilisateurs des installations de gaz naturel liquéfié ou en cas dedifférend lié au stockage. Elle dispose de pouvoirs d’informationet d’enquête importants. Ses décisions peuvent être assortiesd’astreintes.

Attributions en matière de séparation comptable

La CRE approuve, après avis du Conseil de la concurrence, lesprincipes de séparation comptable proposés par les entreprisesintégrées, afin de s’assurer qu’aucune discrimination,subvention croisée ou atteinte à la concurrence n’a lieu. Lescomptes séparés établis selon ces principes lui sont transmisannuellement. Elle dispose dans ce domaine d’un pouvoirréglementaire.

La CRE dispose en outre d’un droit d’accès à la comptabilité etaux informations économiques, financières et sociales desentreprises exerçant une activité dans le secteur du gaz, dans lamesure où ses missions sont concernées. La CRE a ainsi lepouvoir de contrôler les charges prises en compte par lesopérateurs pour le calcul du tarif réglementé.

Attribution en matière d’indépendance des gestionnaires de

réseau

Au titre de la loi du 9 août 2004, la CRE donne un avis motivépréalable en cas de révocation de toute personne qui assure ladirection générale d’un gestionnaire de réseau de transport oude distribution. Elle établit en outre chaque année un rapport surle respect par les gestionnaires de réseau de leur code de bonneconduite, elle évalue leur indépendance et propose le caséchéant des mesures propres à garantir leur indépendance.

Attributions en matière de surveillance des transactions

La CRE s’est vu attribuer un pouvoir de surveillance destransactions effectuées sur les marchés organisés du gaz

naturel ainsi que les échanges aux frontières. En outre, la CREest chargée de surveiller les transactions entre fournisseurs,négociants et producteurs. Elle s’assure de la cohérence desoffres de ces derniers avec leurs contraintes économiques ettechniques.

Pouvoirs de sanction

La CRE peut prononcer une interdiction temporaire d’accès auxréseaux de transport et distribution ainsi qu’aux installations deGNL et de stockage pour une durée n’excédant pas un an ouprononcer une sanction pécuniaire si un opérateur des réseauxde transport ou de distribution de gaz naturel, un exploitantd’installations de gaz naturel liquéfié ou de stockage ou lesutilisateurs de ces réseaux et installations ne se conforment pasaux décisions de la CRE prises :

• suite à un manquement à une disposition législative ouréglementaire relative à l’accès aux réseaux et installations, età leur utilisation ;

• suite à un manquement aux règles d’imputation, auxpérimètres comptables et aux principes déterminant lesrelations financières entre les activités comptablementséparées qu’elle a approuvées ;

• pour le règlement d’un différend lié à l’accès aux réseaux etinstallations, ainsi qu’à leur utilisation ;

• suite à un manquement aux obligations de communication dedocuments et d’informations ou aux obligations de donneraccès à sa comptabilité et aux informations économiques,financières et sociales nécessaires à la CRE pour l’exercice desa mission de contrôle.

La sanction pécuniaire qui peut être encourue dans ces cas estd’un montant maximal de 3 % du chiffre d’affaires hors taxes dudernier exercice clos, porté à 5 % en cas de nouvelle violation dela même obligation.

Pouvoir réglementaire

La loi du 7 décembre 2006 a étendu les pouvoirs de la CRE en luiconférant un pouvoir réglementaire en matière de gaz. Celle-cipeut désormais préciser les règles concernant les missions desgestionnaires de réseaux de transport et de distribution ainsique d’installations de GNL et de stockage. Elle peut égalementpréciser les règles en matière de conditions de raccordementaux réseaux de transport et de distribution et d’utilisation de cesréseaux et des installations de GNL. Ce même pouvoirréglementaire s’étend à la conclusion des contrats d’achats degaz pour leur propre consommation des gestionnaires deréseaux de transport et de distribution ainsi qu’aux règlescomptables (périmètre des activités faisant l’objet d’uneséparation comptable, règles d’imputation en matière decomptes séparés, principes déterminant les relationsfinancières entre activités séparées)

Pour exercer ces compétences, la CRE bénéficie d’un droitd’accès aux informations auprès des gestionnairesd’infrastructures et d’un pouvoir d’enquête.



6.1.4.6.2 Le ministre chargé de l’économie et leministre chargé de l’énergie

Les entreprises gazières sont tenues d’adresser au ministrechargé de l’énergie toutes les données relatives à leurs activités– dont la liste a été fixée par arrêté – nécessaires à l’applicationde la loi du 3 janvier 2003.

Par ailleurs, les ministres chargés de l’économie et de l’énergiedisposent d’un pouvoir d’information et d’enquête auprès desentreprises gazières – comparable à celui de la CRE – pourexercer les missions qui leur sont octroyées par la loi. Lesenquêtes sont réalisées par des fonctionnaires et agentshabilités à cet effet. Le ministre chargé de l’énergie et la CREpeuvent, le cas échéant, nommer un expert.

Le ministre chargé de l’énergie peut infliger une sanctionpécuniaire ou prononcer le retrait ou la suspension, pour unedurée n’excédant pas un an, de l’autorisation de fourniture degaz naturel ou de l’autorisation de transport, à l’encontre desauteurs de manquements aux dispositions de la loi, relatives àl’accès aux réseaux de gaz naturel, à la transparence et à larégulation du secteur du gaz naturel, aux obligations de servicepublic, à la sécurité d’approvisionnement, au transport et à ladistribution de gaz naturel ainsi qu’aux dispositionsréglementaires prises pour leur application et aux prescriptionsparticulières fixées par les autorisations.

Des sanctions pécuniaires peuvent également être infligés auxtitulaires de concessions de stockage souterrain de gaz naturelen cas de non-respect du cahier des charges de la concession etdes dispositions de la loi du 3 janvier 2003 précédemmentmentionnées, lorsqu’elles sont applicables au stockage. Letitulaire d’une concession de stockage peut, en outre, se voirretirer – en application du code minier – son titre s’il comprometl’accomplissement des missions de service public qui lui sontimparties.

Le ministre chargé de l’énergie arrête et rend public un planindicatif pluriannuel décrivant d’une part l’évolution prévisible dela demande nationale d’approvisionnement en gaz naturel et sarépartition géographique et d’autre part les investissementsprogrammés pour compléter les infrastructures du réseaud’approvisionnement en gaz naturel. Ce plan présentel’évolution prévisible à dix ans de la contribution des contrats delong terme à l’approvisionnement du marché français et faitl’objet d’un rapport annuel présenté au Parlement.

Les ministres chargé de l’économie et chargé de l’énergie ontun pouvoir de décision en matière de tarifs d’utilisation desinfrastructures, à l’exception du stockage, et de vente de gaz,dans les conditions prévues par la loi (tarifs dits réglementés).

6.1.4.6.3 L’Observatoire national du service publicde l’électricité et du gaz

Cet organisme, créé auprès du Conseil économique et social, apour objet d’examiner les conditions de mise en œuvre du servicepublic de l’électricité et du gaz. Il émet des avis sur toutequestion de sa compétence et formule des propositions motivéesqui sont rendues publiques. Il remet chaque année au Parlementet au gouvernement un rapport sur l’évolution des tarifs de ventedu gaz et de l’électricité pour chaque type de client.

L’Observatoire national du service public de l’électricité et dugaz est composé de représentants de chaque type de clients,des autorités concédantes, des collectivités locales ayantconstitué un distributeur non nationalisé (article 23 de la loi du8 avril 1946), des organisations syndicales représentatives,d’EDF et des autres opérateurs du secteur de l’électricité, deGaz de France et des autres opérateurs du secteur gazier, desassociations intervenant dans le domaine économique et socialet d’élus locaux et nationaux.

6.1.4.7 Autres réglementations ou conventionsayant un impact sur l’activité en France

6.1.4.7.1 La gestion du service public

L’article 16 de la loi du 3 janvier 2003 impose des obligations deservice public aux opérateurs des réseaux de transport et dedistribution de gaz naturel, aux exploitants d’installations deGNL, aux fournisseurs et aux distributeurs de gaz naturel et auxtitulaires de concessions de stockage souterrain de gaz naturel.

De telles obligations ont trait à la sécurité des personnes et desinstallations, la continuité de la fourniture de gaz, la sécuritéd’approvisionnement, la qualité et le prix des produits et desservices fournis, la protection de l’environnement, l’efficacitéénergétique, le développement équilibré du territoire, lafourniture de gaz en dernier recours aux clients nondomestiques assurant des missions d’intérêt général et aumaintien d’une fourniture aux personnes en situation deprécarité. Il en va de même de la fourniture de gaz au tarifspécial de solidarité. Elles varient selon les différentescatégories d’opérateurs dans les conditions fixées par le décretn° 2004-251 du 19 mars 2004. Les obligations de service publicsont précisées par les autorisations de fourniture ou detransport de gaz naturel, les concessions de stockage souterrainde gaz naturel ou les cahiers des charges des concessions etrèglements de régies de distribution.

6.1.4.7.2 Le contrat de service public

Les objectifs et les modalités de mise en œuvre des missions deservice public imparties à Gaz de France figurent dans uncontrat de service public, en application de l’article 1er de la loidu 9 août 2004.

Le contrat, conclu le 10 juin 2005 et approuvé par le conseild’administration de Gaz de France le 22 mars 2005, rappelle lesobligations de service public auxquelles la Société est soumiseet met l’accent sur certaines d’entre elles, comme la sécuritéd’approvisionnement et la continuité de fourniture ou la sécuritéindustrielle. Il contient en outre des dispositions relatives auxmoyens qui doivent être mis en place par l’opérateur pourassurer l’accès des clients (y compris des clients démunis) auservice public ainsi qu’à la politique de recherche etdéveloppement, à la protection de l’environnement, audéveloppement équilibré du territoire et à l’amélioration de ladesserte. Par ailleurs, il fixe les principes d’évolutionpluriannuelle des tarifs réglementés de vente de gaz.

Un nouveau contrat de service public est en cours denégociation.



6.1.4.7.3 Passation des marchés

Les achats de la Société -en ce qu’ils concernent ses activitésd’infrastructure – dépassant les seuils communautaires établispar la directive 2004/17 du 31 mars 2004 portant coordinationdes procédures de passation des marchés dans les secteurs del’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux,transposée en droit français par l’ordonnance n° 2005-649 du6 juin 2005 et le décret n° 2005-1741 du 30 décembre 2005, sontsoumis à des procédures de passation de marchés avec mise enconcurrence. Ces seuils sont de 412 000 euros pour les marchéspublics de fourniture et de services, et de 5 150 000 euros pourles marchés publics de travaux (valeurs hors TVA).

La procédure communautaire de passation de ces marchéspublics impose notamment la publication d’un avis de marché,

une mise en concurrence entre les candidats et l’attribution dumarché en fonction de critères objectifs et non discriminatoirespréalablement définis.

6.1.4.7.4 Autorisation de fourniture d’électricité

Gaz de France exerce l’activité d’achat pour revente d’électricitéaux clients éligibles conformément aux dispositions du décret n°2004-388 du 30 avril 2004 relatif à l’exercice de l’activité d’achatd’électricité pour revente aux clients éligibles et aux obligationsdes fournisseurs relatives à l’information des consommateursd’électricité. Il a reçu le 13 septembre 2004 le récépissé prévuau titre de l’article 2 de ce décret lui permettant d’exercerl’achat pour revente aux clients éligibles pour une durée de cinqans à la suite de la déclaration adressée au ministre chargé del’énergie le 15 juin 2004.

6.1.5 Développement durable et Ethique / Environnement

6.1.5.1 Développement durable

La démarche développement durable de Gaz de France s’appuiesur quinze ans d’expérience, acquise depuis la création duComité Environnement en 1992. Trois Plans EnvironnementEntreprise (1993-2003) ont précédé la création de la Direction duDéveloppement Durable en 2003 et au Plan d’ActionDéveloppement Durable (PADD) de 2004-2006.

La démarche actuelle répond à une volonté affirmée de mettrele développement durable au cœur de la stratégie du Groupe, defaçon à participer à la réalisation de ses enjeux les plusstratégiques comme la construction de son image à court,moyen et long terme.

Elle est considérée par Gaz de France comme un véritable levierde performance et de maîtrise des risques au service desintérêts conjoints du Groupe et de ses parties prenantes.

Dans le cadre de ses activités, Gaz de France est confronté à denombreux enjeux de développement durable qu’il s’efforce detransformer en autant d’opportunités de créer de la valeur dansle respect des hommes et de l’environnement :

• en tant qu’énergéticien, Gaz de France participe activement àla lutte contre le changement climatique, à l’effort depréservation des ressources et à la sécurisation desapprovisionnements ;

• en tant qu’industriel, Gaz de France est continuellementimpliqué dans la sécurité et la maîtrise des risques, laprévention de toute forme de pollution, et l’intégration despréoccupations environnementales dans ses offrescommerciales ;

• en tant que groupe international socialement responsable, Gazde France fait le choix d’assumer pleinement sesresponsabilités à l’égard de l’ensemble de ses parties

prenantes (salariés, partenaires sociaux, actionnaires,partenaires, clients, fournisseurs, communautés locales etsociété civile).

6.1.5.1.1 Eléments législatifs de contexte

En France, la loi de programme du 13 juillet 2005 fixe lesorientations de la politique énergétique nationale. Elle définitquatre objectifs principaux qui recoupent une partie des enjeuxde développement durable du secteur énergétique :

• garantir la sécurité d’approvisionnement et l’indépendanceénergétique nationale ;

• maintenir la compétitivité des prix des fournituresénergétiques ;

• protéger la santé et préserver l’environnement, en luttantnotamment contre l’aggravation de l’effet de serre ;

• favoriser une meilleure cohésion sociale et territoriale.

En termes d’outils, la loi privilégie la diversification du bouqueténergétique français, la maîtrise de la demande d’énergie, ledéveloppement de l’innovation et de la recherche dans lesecteur énergétique et une plus grande adéquation entrebesoins et offre de moyens de transport et de stockage.

6.1.5.1.2 La démarche éthique de Gaz de France

Le dialogue avec les parties prenantes fonde la démarchedéveloppement durable de Gaz de France. La pérennité de cesrelations est soumise à l’existence d’un ensemble de règles defonctionnement basées sur la transparence et le respect : ladémarche éthique permet de fournir ce cadre.

Le nouveau dispositif éthique du Groupe, rendu public en juin2007, définit la charte des valeurs de Gaz de France, sesprincipes d’action et son système de pilotage.



Les principes d’actions esquissent les comportements attendusdes collaborateurs du Groupe pour faire vivre les valeurs auquotidien dans l’exercice de leur activité professionnelle et leursrelations avec chaque partie prenante. Les textes internationauxqui font référence en la matière telles la Déclaration universelledes droits de l’homme, les normes de l’OrganisationInternationale du travail, la Convention des Nations Unies contrela corruption… y sont rappelés pour bien fixer le cadre danslequel Gaz de France inscrit son activité.

Les principes d’action déclinent également plusieursthématiques comme autant de repères concernant, entreautres, le respect de la dignité de la personne, la prévention desconflits d’intérêts, le respect de la concurrence, la préventiondes fraudes, la lutte contre la corruption, le financement despartis politiques et le comportement à tenir vis-à-vis descadeaux, etc..

Des principes d’actions spécifiques précisent enfin les modes derelations à entretenir avec chaque type de partie prenante :clients, collaborateurs, actionnaires, fournisseurs, partenaireset société civile (instances publiques, ONG….). Par exemple,dans le cadre des relations avec les clients, il recommande latransparence des conditions commerciales, la délivrance d’uneinformation complète et sincère sur les prix proposés, lescaractéristiques des produits et la sécurité d’utilisation, ouencore le respect du caractère confidentiel des informationspersonnelles.

6.1.5.1.3 La politique développement durable duGroupe

La politique de développement durable arrêtée en 2004 par leComité exécutif de Gaz de France structure l’action du Groupeautour de quatre orientations.

6.1.5.1.3.1 Les orientations de la politique développementdurable

Répondre aux enjeux énergétiques majeurs d’aujourd’hui etde demain, par la maîtrise de l’énergie et par ledéveloppement des innovations

Cette orientation se décompose de la manière suivante :

• participer activement à la lutte contre l’effet de serre endéveloppant les actions et/ou les offres du Groupe en matièrede maîtrise de l’énergie, de réduction des émissions de gaz àeffet de serre, de recherche des crédits CO2, dedécarbonisation ou encore de capture stockage du CO2 ;

• favoriser les énergies renouvelables en mettant l’accent pourl’énergie électrique sur l’éolien et pour l’énergie thermiquesur le solaire et la biomasse ;

• renforcer le processus d’innovation des nouvelles offres duGroupe notamment en matière d’efficacité énergétique,d’énergies renouvelables et de nouvelles utilisations du gaznaturel ;

• participer aux études et projets permettant de construirel’avenir énergétique (par exemple, scenarii énergétiques à

moyen et long terme dont les scenarii de division par 4 desémissions de gaz à effet de serre, potentialité de l’hydrogènecomme nouveau vecteur énergétique).

Exercer pleinement la responsabilité sociétale etenvironnementale du Groupe vis-à-vis de l’ensemble de sesparties prenantes

Cette orientation de la politique de développement s’articuleautour des volets suivants :

• adapter la gouvernance et le management de l’entreprise à ladouble exigence sociétale et environnementale ;

• limiter l’empreinte de l’activité de Gaz de France surl’environnement (activités, bâtiments, véhicules, etc.) enpoursuivant les certifications ISO 14001, mais également enlimitant l’impact et les risques pour les populations (qualité etsécurité des installations intérieures, résorption des fontesgrises, cartographie des réseaux urbains basse pression,installations de stockage souterrain) ;

• faire évoluer les relations avec les fournisseurs du Groupe, autravers de ses procédures d’achat et de sous-traitance.

Développer des pratiques managériales et de ressourceshumaines responsables pour l’ensemble du Groupe

L’objectif est la construction et le déploiement d’un référentielGroupe des pratiques dans le domaine des ressources humaines(voir chapitre 17 – “Salariés”). Ce référentiel a vocation às’appliquer au sein de toutes les filiales contrôlées par leGroupe. La démarche repose sur la consultation, le dialogue etl’écoute des parties prenantes (direction, salariés etreprésentants des salariés).

Gaz de France travaille à l’amélioration des conditions de travail,notamment en matière d’hygiène et de sécurité et porte uneattention particulière à l’évolution du taux de fréquence et dutaux de gravité des accidents.

Enfin, le Groupe prend de nouvelles initiatives pour lerenforcement de la diversité (autour de thèmes tels que lanon-discrimination sous toutes ses formes, l’égalitéprofessionnelle hommes/femmes, la diversité des origines, desâges, des formations, l’intégration des personnes handicapées)en cohérence avec les valeurs inhérentes au développementdurable.

Prendre une part active au développement des territoires enFrance et à l’International

La présence territoriale et l’intégration du développementdurable dans la démarche du Groupe sont des critères dedifférenciation décisifs, notamment pour les élus. Pour la miseen œuvre de cette orientation, Gaz de France s’engage dans lesdomaines suivants :

• l’appui aux démarches développement durable descollectivités territoriales notamment sur les Agendas 21 ;

• la promotion des solidarités dans le cadre de la politique duGroupe ;



• le développement économique local par le biais notamment dela densification des réseaux de distribution de gaz ou encoregrâce à des actions de soutien spécifiques telles quel’accompagnement des territoires en développementparallèlement à la conduite d’activités d’explorationproduction ;

• le développement du dialogue avec les parties prenantesterritoriales ;

• l’intervention de la Fondation d’entreprise Gaz de France surdes thèmes liés à l’animation solidaire des territoires tels quel’insertion des jeunes, le transfert des bonnes pratiques degestion environnementale des sites et espaces naturels ; lavalorisation du patrimoine culturel (rénovation des vitraux) ounaturel (partenariat avec la Fédération française de randonnéepédestre).

6.1.5.1.3.2 Les politiques et accords dédiés

Plusieurs politiques et accords dédiés viennent compléter lapolitique développement durable exposée ci-dessus :

• politique santé sécurité au travail,

• politique sécurité industrielle,

• politique environnement (voir paragraphe 6.1.5.2 –« Environnement »),

• politique énergies renouvelables,

• politique risques,

• politique qualité,

• politique des solidarités,

• politique territoires,

• référentiel achats,

• accord égalité professionnelle,

• accord personnes handicapées,

• accord formation professionnelle.

6.1.5.1.4 Dispositifs de mise en œuvre et de suivi dela démarche développement durable

Les outils

Un plan d’action développement durable (PADD) a décliné lapolitique de développement durable de 2004 à 2006 au sein duGroupe. En 2007, à l’issue du PADD la démarche est mature. Lesorientations pluriannuelles de la politique développementdurable donnent le cadre général des actions. Les priorités sontdéfinies annuellement. Elles s’adaptent aux nouvellessensibilités de la société civile, aux attentes renouvelées des

parties prenantes, ou encore à l’évolution de la notation extra-financière du Groupe. La boucle de validation des priorités estcourte. L’ensemble du Groupe peut adapter de manière réactiveses politiques et les plans d’actions associés.

Des tableaux de bord spécifiques (tableau de bord demanagement intégré Qualité-Sécurité-Environnement et tableaude bord Développement Durable) permettent au Comité exécutifde Gaz de France de suivre l’avancée de la mise en œuvre de lapolitique de développement durable au sein du Groupe. Cesdispositifs s’appuient sur un système de reporting extra-financier alimenté de manière trimestrielle par les différentesdirections. Depuis 2001, le Groupe a choisi de faire vérifier lesprincipaux indicateurs de performance par le collège desCommissaires aux Comptes. Pour la troisième annéeconsécutive, les travaux permettent d’obtenir sur ces indicateursle niveau d’assurance le plus élevé, niveau « raisonnable »,identique à celui émis par les Commissaires aux Comptes enmatière d’information financière.

Les acteurs

La mise en œuvre et le suivi de la politique de développementdurable de Gaz de France sont placés sous la responsabilitéd’une direction spécifique, la direction du développementdurable, créée en 2003 et regroupant les compétences dudéveloppement durable en environnement, responsabilitésociale et économique et qualité.

Pour relayer son action au sein du Groupe, la direction dudéveloppement durable s’appuie :

• d’un point de vue managérial sur le Comité du développementdurable et de l’éthique ;

• d’un point de vue opérationnel sur un réseau decorrespondants au sein des différentes directions.

En outre, un comité permanent du conseil d’administration(Comité du Développement Durable et de l’Ethique) a été créé fin2007 pour veiller à la prise en compte de la démarchedéveloppement durable et de l’éthique dans les travaux duconseil et dans la gestion de la société (voir chapitre 16.5.4 –« Comité du développement durable et de l’éthique »).

6.1.5.1.5 Bilan à fin 2007 et priorités 2008

Chaque année, le Groupe dresse un bilan des actions déployéesau cours de l’exercice passé et le Comité exécutif arrête lespriorités pour l’exercice suivant.

6.1.5.1.5.1 Bilan de la démarche développement durable àfin 2007

Une « vision » réaffirmée à travers les valeurs et la démarcheéthique.

L’aboutissement en 2007 de la construction de la démarcheéthique permet au Groupe de réaffirmer ses valeurs : lasatisfaction des clients, la performance, le professionnalisme,l’innovation, le respect des personnes et de la planète sont lesvaleurs qui fondent l’identité du Groupe et définissent sonéthique.



Le texte de la démarche a été mis en ligne sur le site Internet deGaz de France ainsi que sur l’intranet. Une brochure traduite en7 langues européennes a été éditée à destination de chaquecollaborateur.

Présentée aux instances de direction et aux comités de pilotagedes branches et des business units, la démarche estprogressivement déployée dans le Groupe. Quatorzecorrespondants éthique ont été nommés par les branches etdirections. En parallèle, plusieurs directions ont entamé untravail de réflexion, d’appropriation et d’application de ladémarche éthique aux spécificités de leur métier.

Un délégué éthique est rattaché à la direction développementdurable du Groupe et fait examiner les propositions de règles enComité du Développement Durable et de l’éthique (CDDE), dontil est membre. Il anime le réseau des correspondants éthiquequi assure la liaison entre les différents métiers et régions dumonde.

Un modèle stratégique qui s’infléchit à la lumière des enjeux« climat » et de « nouveaux leviers » de croissance (ENR, MDE,CO2) s’ancre dans les plans d’affaires.

Ainsi, en 2007 le Groupe a décidé :

• d’accélérer sa croissance dans les ENR (doublement del’objectif dans l’éolien, premier parc éolien français à fin 2007),

• de favoriser le développement des services en relais desventes de gaz,

• de préparer une activité d’intégrateur de services dansl’habitat, fondée sur la maîtrise de l’énergie et les énergiesrenouvelables,

Ce mouvement stratégique a permis au Groupe d’êtreanticipateur par rapport aux préconisations du Grenelle del’Environnement.

Le second semestre 2007 a vu une mobilisation très intense deGaz de France sur les problématiques environnementales via leGrenelle de l’Environnement.

Le Grenelle de l’Environnement est le processus de concertationlancé en juillet 2007 et piloté par le Ministère de l’Ecologie, duDéveloppement et de l’Aménagement Durable, auquelparticipent des représentants de l’Etat, des collectivités localeset de la société civile (ONGs, employeurs, salariés) en vue dedéfinir une feuille de route en faveur de l’écologie, dudéveloppement et de l’aménagement durables.

La première phase du Grenelle de l’Environnement a été positivepour le Groupe. Elle a montré un large consensus sur lanécessité de rendre compatible croissance économique etmeilleure protection de l’environnement, intégré la dimensioneuropéenne dans ses réflexions, souligné l’urgence deconcentrer les efforts sur le bâtiment et les transports,reconnaissant les résultats obtenus par l’industrie.

Les propositions formulées par le Groupe sur les bâtimentss’appuient sur les travaux menés par la Direction de la

Recherche sur les technologies les plus performantes du gaznaturel, associées aux énergies renouvelables.

La mise en œuvre de la feuille de route issue du Grenelle del’Environnement est un processus qui s’étendra sur la durée del’actuel quinquennat présidentiel et le Groupe reste mobilisé surl’ensemble des chantiers en cours issus du Grenelle del’Environnement.

La reconnaissance externe fait de Gaz de France une entreprisephare du CAC40 en matière de développement durable.

• Le Groupe figure pour la 2eme année consécutive dans l’indiceASPI Eurozone® regroupant les 120 meilleures entreprises entermes de responsabilité sociale et environnementale.

• Le Groupe a intégré pour la 1ere fois le registre Ethibel, listedes entreprises du DJ Stoxx les plus performantes en matièrede responsabilité sociale et de développement durable.

• Gaz de France a intégré l’indice CDLI (Climate DisclosureLeadership Index) des 68 entreprises les plus performantesparmi les 500 plus grandes entreprises mondiales (FT 500)dans l’intégration de l’enjeu climatique dans leurs stratégiesd’affaires et leur reporting. Gaz de France est la premièreentreprise française sur les 5 qui en font partie. La sélectionest faite par le Carbon Disclosure Project, ONG qui rassemble315 investisseurs gérant plus de 40 000 milliards de dollarsd’actifs dans le monde.

• Le rapport développement durable 2006 du Groupe a été primépar l’Ordre des experts-comptables (Prix Spécial) en obtenantla meilleure note du jury. Gaz de France est l’une des 3entreprises françaises dont les indicateurs extra-financiersobtiennent un niveau d’assurance « raisonnable » par lescommissaires aux comptes. Ce niveau d’assurance est lemême que celui exigé pour le reporting financier. C’est le gagede la fiabilité de nos indicateurs de performance extra-financiers et de l’importance que le Groupe leur accorde.

• Gaz de France a également obtenu le label égalitéprofessionnelle hommes/femmes en avril 2007 délivré parl’AFAQ, ainsi que le label AccessiWeb pour son site internet. Lelabel AccessiWeb distingue les entreprises favorisantl’accessibilité de leur site internet aux personnes handicapées.

Des actions pour améliorer encore la performance extra-financière

Les actions de progrès ont été entreprises dans les domaines oùle Groupe était attendu par les agences de notation :déploiement de la démarche éthique, lutte contre la corruption,respect des droits humains fondamentaux et gouvernance(création de deux comités permanents du conseild’administration : le Comité du développement durable et del’éthique et le Comité de la rémunération – voir paragraphe 16.5– « Comités du conseil d’administration »).

La vision équilibrée d’un développement économiqueharmonieux alliant respect de l’homme et de la planète a étérenforcée par le développement du projet « diversité » et ladéfinition du cadre de la politique solidarité aujourd’hui reprisdans les plans d’actions métiers.



Dans le cadre des orientations de la politique de développementdurable (précisées au § 6.1.5.1.3.1), les actions suivantes ont étémenées au cours du dernier exercice :

« Répondre aux enjeux énergétiques majeurs d’aujourd’hui et

de demain, par la maîtrise de l’énergie et par le

développement des innovations »

• En matière de sécurisation des approvisionnements : lademande croissante et la dépendance accrue à l’énergie, lagestion des pics de consommation, l’identification des zones àrisques ou l’anticipation de contextes géopolitiques pesant surl’offre sont des réalités dont Gaz de France tient compte pourassurer une continuité de fourniture d’énergie à ses clients.Pour cela, la Direction du Développement Durable poursuit sestravaux sur les scénarii énergétiques : réalisation d’une étudede compatibilité entre le facteur 4 et le maintien de la place dugaz naturel en volume, participation avec le WBCSD àl’élaboration d’une étude sur la contribution de la productiond’électricité à la réalisation du scénario AIE de réduction degaz à effet de serre de 80 % à l’horizon 2050. Ces travauxprospectifs apportent les éclairages nécessaires à laréalisation des scénarios de prévision du groupe.

L’engagement de continuité de fourniture est inscrit dans leContrat de Service Public 2005-2007 et fait partie des obligationsde tout fournisseur souhaitant commercialiser du gaz naturelsur le territoire français même dans le cas où, par exemple, laprincipale source d’approvisionnement disparaît (décret du19 mars 2004). Gaz de France répond à cet engagement par ladiversification des sources d’approvisionnement et par lapréférence donnée aux contrats signés sur le long terme.

• En matière d’élaboration d’une stratégie CO2

En matière de gestion des GES et d’activités liées à la directiveETS (quotas), les principaux travaux ont concerné : la finalisationdes négociations du PNAQ2 (2008/2012), la révision du processusde gestion interne des émissions de CO2 sous quotas,l’amélioration de l’évaluation des émissions de CH4 du réseaude transport et de distribution de gaz naturel. Les actions àmener dans les années qui viennent pour couvrir les émissionsde CO2 du Groupe sont planifiées (investissement dans desfonds carbone, réduction émissions CO2 interne).

• En matière de maîtrise des consommations d’énergies, l’année2007 a vu la poursuite de l’intégration d’un volet économied’énergie dans toutes les offres du Groupe en vue de seconformer à l’obligation de collecter 13 425 GWh cumac (19) surla période 2006-2009 qui lui a été assignée par décret dans lecadre de la loi du 13 juillet 2005 instituant les certificatsd’économie d’énergie.

• En matière de développement des énergies renouvelables

En matière de développement des énergies renouvelables : à lafin de l’année 2007, Gaz de France possède le plus grand parcéolien en France avec 120 MW de puissance installée et devientle numéro un en France. Les objectifs à fin 2007 de 100 MW ontdonc été largement dépassés. Cette croissance s’inscrit dans lanouvelle stratégie ENR du Groupe, arrêtée en juillet, qui a fixé à3400 MW ses objectifs en éolien en France et en Europe en 2017et qui a décidé la création d’une filiale dédiée aux ENR, qui sera

dénommée GDF Futures Energies. Une cartographie despossibilités offertes dans plusieurs pays européens afin depermettre d’orienter les choix stratégiques en matière dedéveloppement a été réalisée.

• En matière de R&D pour aujourd’hui et pour demain

La contribution de la recherche aux objectifs de développementdurable se situe à différents horizons de temps. L’appui direct àla politique du Groupe s’opère via le développement detechnologies innovantes (chaudières électrogènes, technologiesde captage et stockage du CO2, outils de mesure des impactsenvironnementaux…). Dans les domaines où les orientationsstratégiques n’ont pas encore été arrêtées, la recherche amontéclaire les décideurs sur les solutions d’avenir (prospectiveénergétique, hydrogène vecteur d’énergie,…).

« Exercer pleinement la responsabilité sociétale et

environnementale du Groupe vis-à-vis de l’ensemble de ses

parties prenantes »

Dans le cadre de l’ouverture des marchés aux particuliers le1er juillet 2007, Gaz de France a renforcé l’accompagnement deses clients vulnérables. Un réseau de Points Partenariauxd’Accueil et d’Orientation (PPAO) des clients démunis a été crééen 2007. Lieux de médiation sociale, ces structures permettentd’accueillir physiquement les personnes. L’objectif est deprévenir les impayés et donc les interruptions de fourniture degaz. En 2007, 139 conventions ont été signées, notamment avecdes PIMMS (Points d’Information et de Médiation Multi-Services), des PSP (Points Services aux Particuliers) dépendantde la FACE (Fondation Agir Contre l’Exclusion), des structuresSOS Familles Emmaüs France, des CCAS, des structuresadhérentes à l’UNA (Union Nationale de l’Aide, des Soins et desServices aux domiciles) et une trentaine étaient en cours denégociation.

La mise en œuvre du partenariat national solidarité entreEmmaüs – France et Gaz de France, signé le 26 septembre 2006,lance le plan d’actions commun sur le logement et la luttecontre l’exclusion, pour l’emploi et l’insertion professionnelle etle développement du mécénat de solidarité.

Les actions dans le cadre de la FAPE (Fondation Agir pourl’Emploi), en faveur de l’insertion des personnes en difficulté(chômeurs de longue durée, RMIstes, jeunes des quartierssensibles), ont été poursuivies. En 2007, la Fondation, grâce auxdons du personnel, des retraités et à l’abondement del’entreprise, a apporté son soutien à 146 projets d’associationsd’insertion et contribué au maintien et à la création de plus de700 emplois.

La poursuite du programme ISIGAZ, engagé en zones urbainessensibles, au titre de la convention Politique de la Ville, prolongela démarche de Diagnostic Qualité Gaz de France (programmeQSII) qui s’inscrit dans les engagements du contrat de servicepublic 2005-2007 entre l’État et Gaz de France : 19 conventionsconclues avec des bailleurs sociaux concernant 70 800logements, 125 médiateurs formés.

L’association humanitaire du personnel CODEGAZ a continué saréorientation en concluant des conventions notamment avec

(19) Le kWh cumac (kWh cumulé actualisé sur la durée de vie de l’équipement) est l’unité de référence des certificats d’économie d’énergie. 1 kWh cumac correspond à une économie d’énergiefinale de 1 kWh. L’économie d’énergie finale correspond à la somme des économies d’énergie annuelles réalisées pendant la durée de vie d’un équipement actualisée au taux annuel de4 % sur cette même durée.



EGD, Cofathec et la Direction Exploration production.L’association intervient notamment dans les pays ou le Groupeest présent, pour mettre en place des actions solidaires, dans leprolongement de l’activité économique de Gaz de France.

« Développer des pratiques managériales et de ressources

humaines responsables pour l’ensemble du Groupe »

Le référentiel managérial commun PROMAP (Progress inManagement Practices) a été déployé à l’échelle du groupe en2007. Ce dispositif fournit un cadre de référence aux managersdu groupe et vise, à partir de ce socle commun, à favoriser uncomportement managérial exemplaire et respectueux despersonnes. Il repose sur des actions d’amélioration à long terme(plus de 2 ans) dont la réalisation est mesurée annuellementdans le cadre d’un reporting ad hoc, intégré au reporting social.Ce reporting s’effectue à deux niveaux : quantitatif pour mesurerla progression réalisée par rapport aux objectifs fixés pourl’année ; qualitatif, afin de faire ressortir les bonnes pratiques etfavoriser l’échange entre les différents métiers et pays dugroupe.

Les 6 axes de PROMAP sont les suivants :

– Communiquer avec les salariés et les représentants dupersonnel,

– Promouvoir la diversité et agir contre les discriminations,

– Développer l’employabilité,

– Reconnaître et rétribuer les responsabilités et la contributiondans l’emploi,

– Améliorer en permanence les conditions de travail,

– Anticiper et accompagner les restructurations.

« Prendre une part active au développement des territoires »

Au-delà des actions prévues dans le contrat de service public etdans le cadre de la politique du groupe intitulée« Territoires 21 », le Groupe accompagne les collectivités surdes démarches de développement durable, sur des sujetsvariés : préservation de l’environnement, renforcement de lacohésion sociale, développement économique local.

En 2007, sur le projet Eana (ex-Cité des Matières) en HauteNormandie, une assistance et un suivi ont été fournis, qui ontpermis à Gaz de France d’être lauréat du Trophée del’Innovation sur le sujet de la captation carbone, et donc debénéficier d’un espace d’exposition permanent dans ce ParcDéveloppement durable. Gaz de France a, d’autre part, contribuéà l’élaboration de la Charte du développement durable del’établissement public de La Défense (EPAD), effectuée au seindu Conseil scientifique ad hoc dont la Direction DéveloppementDurable de Gaz de France et Cofathec sont désormais membres.Elle doit déboucher en février 2008 sur le Sommet mondial duDéveloppement Durable pour les quartiers d’affaires, où l’EPADproposera à ses homologues internationaux de ratifier cettecharte.

Gaz de France accompagne également l’engagement descollectivités territoriales dans leur plans climats territoriaux.

La Direction Commerciale a ainsi mis en place à partir de début2007 pour les signataires de la Convention gaz simplicitéProvalys, une offre de bilan estimatif des productions de gaz àeffet de serre de la ville. Dans la même optique, Gaz de Frances’est associé à certaines collectivités territoriales, tel que leConseil Régional de Picardie ou la Région Nord-Pas-de-Calais,dans leur dispositif d’accompagnement et d’incitation financièreaux économies d’énergie.

Cofathec, par ses services d’optimisation énergétique, aideégalement les collectivités locales à réduire leursconsommations d’énergie. C’est le cas par exemple, de lacollectivité locale de Vaucresson qui, en bénéficiant des servicesde Cofathec, a diminué sa facture énergétique de 13 %.

6.1.5.1.5.2 Priorités pour 2008

Le groupe Gaz de France a l’ambition de poursuivre etd’amplifier les actions développées en 2007 afin d’être reconnupour sa performance, son dynamisme, son professionnalisme,notamment au travers des ratings financiers et extra-financiers,considérant que la performance dite « extra-financière »concourt à créer de la valeur à court, moyen, long terme.

Sur le thème Environnement et Energie Durable, la priorité seradonnée aux actions suivantes :

• Poursuite du travail sur les stratégies en matière d’ENR, demaîtrise de la demande énergétique et de CO2 avecl’accompagnement de la mise en œuvre de la stratégie ENR, laproposition d’une stratégie de long terme sur le CO2, et pour lamaîtrise de la demande énergétique l’appui aux entitésconcernées pour la définition d’une stratégie, en focalisant surla maîtrise de la demande énergétique dans le bâtiment, enjeufort du Grenelle de l’Environnement ;

• Etude de risque sur les conséquences du changementclimatique sur les installations industrielles ;

• Biodiversité : réalisation d’une cartographie et identificationd’indicateurs pertinents ;

• Poursuite des travaux sur les scénarios énergétiques.

Sur le thème de la responsabilité sociale, les travauxconcerneront les champs suivants :

• Démarche éthique : dispositif de lutte contre la corruption etles fraudes, politique de respect et de promotion des droitshumains

• Solidarité : la mise en œuvre de la nouvelle politique duGroupe permettra de renforcer l’impulsion donnée à notreaction dans un nouveau contexte

• Diversité : la déclinaison opérationnelle de la démarche sepoursuivra dans tous les métiers du Groupe, diversification dusourcing pour le recrutement, négociation de l’accord égalité-professionnelle. La sensibilisation, la formation, lacommunication interne seront poursuivies.

• Territoires : Mise en œuvre de l’offre écoquartier, mise enœuvre du partenariat emblématique biodiversité aprèscartographie des sites.



6.1.5.2 Environnement

6.1.5.2.1 Réglementation applicable

Les activités de Gaz de France sont soumises à de nombreusesréglementations environnementales en France et à l’étranger.

En France, les installations dans lesquelles Gaz de Franceconduit ses activités sont notamment susceptibles de tombersous le coup de la loi n° 2003-699 du 30 juillet 2003 relative à laprévention des risques technologiques et naturels et à laréparation des dommages. Cette loi crée notamment des plansde prévention des risques technologiques autour de tous lessites classés à risque permettant d’interdire les constructionsneuves dans les zones exposées. Elle renforce par ailleursl’obligation de remise en état d’une installation classée etencadre la sous-traitance dans les usines à risques.

6.1.5.2.1.1 Installations classées pour la protection del’environnement

En France, certaines installations exploitées par Gaz de France,notamment les stations de compression, les stockagessouterrains, les terminaux méthaniers et trois dépôts (propane àSaint-Flour et à Bastia et butane à Ajaccio) constituent desinstallations classées pour la protection de l’environnement(ICPE).

Les informations relatives à la réglementation applicable auxICPE figurent au paragraphe 8.2.1 – « Installations classées pourla protection de l’environnement (périmètre France) ».

6.1.5.2.1.2 Anciens sites industriels

La réhabilitation des anciens sites industriels de Gaz de Francea donné lieu à des protocoles passés avec les administrations enFrance et en Allemagne.

Les informations relatives aux actions entreprises par Gaz deFrance en vue de la réhabilitation des sites pollués par sesanciennes activités figurent au paragraphe 8.2.2 – « Ancienssites industriels ».

6.1.5.2.1.3 Qualité de l’air, de l’atmosphère et desressources

En France, le Groupe doit, en application du Code del’environnement et de réglementations spécifiques (sur lesdéchets, le bruit, l’air, la protection des ressources en eau, etc.),mettre en œuvre une politique sur l’air visant à réduire lespollutions atmosphériques, préserver la qualité de l’air, protégerles ressources en eau et économiser ou rationaliser l’énergie.Plus spécifiquement, Gaz de France est soumis, en matière derejets dans l’atmosphère, aux dispositions de différents arrêtésapplicables notamment aux installations classées.

6.1.5.2.2 Politique environnementale

L’environnement est un volet essentiel de la démarchedéveloppement durable de Gaz de France.

La politique environnementale du Groupe permet une meilleuremaîtrise des risques environnementaux. Au delà de la réponse

aux exigences réglementaires, sa mise en œuvre est égalementorientée de manière à ouvrir au Groupe des perspectives decroissance complémentaires au travers de nouveaux produits etde nouvelles offres. Elle a ainsi pour ambition d’accompagner leGroupe dans l’identification de nouveaux vecteurs dedéveloppement.

Mise à jour en 2004 dans le cadre de l’actualisation de lapolitique développement durable du Groupe, la politiqueenvironnementale de Gaz de France est structurée autour destrois orientations suivantes :

• répondre aux attentes environnementales (actions contrel’effet de serre, pour la diminution des nuisances et pourpréservation de la qualité de l’air et de la santé) ;

• intégrer l’environnement dans le système de gestion global dechaque direction (prise en compte de l’environnement dans lesystème de maîtrise des risques du Groupe, utilisation deréférentiels de gestion environnementale évaluables par desorganismes externes indépendants tels que la certification ISOou les référentiels d’agences de notation environnementale etsociale, définition d’objectifs de performance chiffrés enmatière d’environnement) ;

• promouvoir une plus grande responsabilité en matièred’environnement (mieux connaître l’impact surl’environnement des activités et des produits du groupe,cartographier les risques et opportunités de natureenvironnementale et leurs conséquences, développer desoffres respectueuses de l’environnement, sensibiliser lesfournisseurs, etc.).

6.1.5.2.3 Bilan environnemental

Les paramètres pris en compte pour établir le bilanenvironnemental (émissions de gaz à effet de serre et d’oxydesd’azote, consommations d’énergie, production de déchetssolides et liquides, consommations d’eau) sont suivis au niveaudu Groupe au travers d’un indicateur de mesure de l’empreinteenvironnementale de Gaz de France. Par ailleurs, les directionsen charge d’activités opérationnelles procèdent à une évaluationde leur performance dans les domaines suivants : conformitéréglementaire, plans d’action, définition d’indicateurs deperformance, évaluation des résultats et mise en place d’uneboucle d’amélioration continue.

6.1.5.2.3.1 Emissions et rejets

Les activités de Gaz de France aboutissent à l’émission dedifférents types de substances gazeuses dans l’atmosphère,telles que décrites ci-dessous :

Gaz à effet de serre (dioxyde de carbone et méthane).

Le dioxyde de carbone (CO2) provient des activités d’exploration-production, de transport et de production d’électricité ou dechaleur (cogénération, cycle combiné, réseaux de chaleur). Lequota annuel alloué à Gaz de France pour la période 2005-2007dans le cadre du Plan national d’allocation pour la France est de3,58 millions de tonnes. Hors de France, le quota annuel alloué àGaz de France est d’environ 1 million de tonnes. Depuis 2004, lesémissions font l’objet de suivis et de vérifications en France. Ledispositif a été étendu au périmètre Groupe en 2005.



Le méthane (CH4) provient des activités de distribution, detransport et d’exploration-production. Le programme derenouvellement des réseaux permet de diminuer chaque annéeles émissions par mètre cube distribué et/ou acheminé (voir lesindicateurs environnementaux). Ces émissions ont ainsi étédivisées par deux depuis 1990.

En 2003, Gaz de France a adhéré à l’Association des Entreprisespour la réduction de l’effet de serre (AERES) et prisl’engagement volontaire de maîtriser, par la modernisation deses installations, les émissions directes (hors véhicules) de :

• dioxyde de carbone et méthane des terminaux méthaniers,stockages et stations de compression ;

• méthane des réseaux de transport et de distribution.

L’objectif fixé à fin 2007 est une diminution de 10 % du volumed’émission par rapport à 1990 alors que les ventes et les transitsde gaz naturel augmenteront de 60 à 70 % sur la même périodeselon les prévisions. Avec 2,37 millions de tonnes de CO2eq émisen France en 2007, le groupe Gaz de France respectel’engagement moyen 2005-2007.

Oxydes d’azote (NOx).

Les NOx proviennent de la combustion du gaz naturel (stationsde compression et installations de production d’électricité,notamment) et de divers combustibles utilisés dans le processusde liquéfaction. Dans son PADD, Gaz de France s’était fixécomme objectif de diminuer, d’ici 2006, les émissions de NOx enFrance de ses compresseurs de 80 % par rapport à leur niveaude 1999 à activité équivalente, soit un taux objectif maximumd’émissions de NOx de 1,5 g/KWh. En 2007, ce taux a été de 0,5g/KWh pour le transport, sur un total de 2 397 tonnes de NOxémises.

6.1.5.2.3.2 Eau

Les activités de Gaz de France génèrent peu de rejets dansl’eau. Les principaux impacts sur les milieux aquatiquesconcernent :

• les eaux de process des plates-formes de production, qui sonttoutes équipées de systèmes de traitement ;

• les rejets liquides issus du traitement in situ par voiebiologique et/ou physico-chimique des effluents de soutiragedu gaz naturel des stockages en nappe aquifère. Dans ledomaine du stockage du gaz naturel en nappe aquifère, letraitement de 80 % des effluents est confié à des sociétés

spécialisées. Le reste est traité sur site par voie physico-chimique (effluents dilués) ou par incinération (effluentsconcentrés).

Les consommations d’eau du Groupe proviennent à plus de 99 %des usages industriels. Elles interviennent principalement lorsde la regazéification du GNL sur les sites des terminauxméthaniers et dans le cadre de la production d’électricité par lescentrales à cycle combiné ; l’eau est alors prélevée du milieunaturel avant d’être restituée à ce même milieu. Différentesmesures sont prises afin de limiter les consommations etdévelopper le recyclage des eaux usées.

6.1.5.2.3.3 Déchets

Les principaux déchets de Gaz de France concernent :

• les DIB (déchets industriels banals) et les DID (déchetsindustriels dangereux) générés par les activités de transport etde réhabilitation des sites d’anciennes usines à gaz ;

• les boues de forage liées aux travaux d’exploration ;

• les déchets de chantier ;

• les effluents de soutirage et de traitement de gaz naturel issusde stockages.

Gaz de France développe la réduction à la source ainsi que lerecyclage et la valorisation des déchets. Les saumures produiteslors de la réalisation des cavités salines sont prioritairementrecyclées dans l’industrie chimique. Les goudrons des sitesd’anciennes usines à gaz sont incinérés dans des installationsrécupérant de l’énergie et les terres polluées retirées de cessites sont réemployées hors site après désorption thermique.Les boues de forage sont envoyées dans un centre de stockagespécialisé. Tout nouveau chantier de pose de canalisation faitl’objet d’une étude d’impact approfondie sur la biodiversité,l’hydrologie, le sous-sol, ainsi que sur d’autres paramètres.

Les produits dangereux font l’objet d’un suivi desconsommations. C’est ainsi que le Groupe a observé une baissedu volume des déchets produits de l’ordre de 25 % depuis 1996s’agissant du méthanol et de 50 % depuis 1999 s’agissant deshuiles.

Des informations détaillées sur la démarche développementdurable et la politique environnementale du Groupe figurentdans les deux publications suivantes consultables surwww.gazdefrance.com : Rapport Développement Durable 2007et Gaz de France et le Pacte mondial des Nations Unies,Communication sur le Progrès.

6.1.6 Nouveaux produits ou activités

En France, le Groupe s’est développé dans les énergiesrenouvelables avec la création de Maïa Eolis, détenue à 49 % parle Groupe Gaz de France et à 51 % par Maïa Sonnier. L’objectif

de Maïa Eolis est le développement et l’exploitation de parcséoliens. Le Groupe a également, en 2007, acquis les sociétés deproduction d’énergie éolienne Erelia et Société de la Haute Lys.


6 APERCU DES ACTIVITESPrincipaux marchés

6.2 Principaux marchés

6.2.1 PrésentationVoir paragraphe 6.1.1. – « Présentation générale – Le secteur du gaz naturel en France et dans le monde ».

6.2.2 Ventilation des résultats

Ventilation par pôle du résultat opérationnel 2007

(En millions d’euros) Fourniture d’Énergie et de Services Infrastructures Total Groupe


Achat-Vented’Énergie Services

TransportStockage

DistributionFrance


International



Excédent brut opérationnel 1 127 1 075 129 1 534 1 291 491 19 5 666

Résultat opérationnel 755 940 82 1 185 552 381 (22) 3 874

Ventilation par pôle du résultat opérationnel 2006 (**)




TransportStockage

DistributionFrance


International



Excédent brut opérationnel 1 270 529 117 1 357 1 412 498 (34) 5 149

Résultat opérationnel 935 443 71 1 013 726 348 72 3 608

Ventilation par pôle du résultat opérationnel 2005(*)(**)




Transport-Stockage

DistributionFrance


International



Excédent brut opérationnel 726 325 105 1 265 1 358 379 90 4 248

Résultat opérationnel 457 251 59 934 900 291 (71) 2 821

(*) Données publiées 2005 retraitées des impacts de l’application des normes IFRIC12 et IFRIC 4(**) Données retraités des effets des reclassements entre segments liés à la mise en place de la nouvelle organisation en 2007

6.3 Evénements exceptionnelsNéant

6.4 Degré de dépendanceL’approvisionnement de Gaz de France en gaz naturel est trèssouvent effectué auprès de l’opérateur public ou de la sociéténationale du pays d’origine du gaz naturel. Cette particularitépeut constituer un facteur de dépendance pour le Groupe et derisque, tant dans la recherche de nouveaux approvisionnementsque dans l’exécution des contrats, lié notamment aux conditionspolitiques et économiques des pays d’approvisionnement.

Gaz de France met en œuvre une politique de diversification de sonportefeuille d’approvisionnement en gaz naturel – voir paragraphe6.1.3.1.2.2.1.1.2—“Diversification des approvisionnements”

Voir aussi chapitre 4 – “Facteurs de risques”.


APERCU DES ACTIVITESEléments relatifs à la position concurrentielle 6

6.5 Eléments relatifs à la position concurrentielleL’intégration du Groupe sur les différents métiers de la chaînegazière ainsi que l’évolution de son environnementréglementaire l’exposent à différents types de concurrence. Gazde France estime que les principaux facteurs de succès sur son

secteur d’activité sont la qualité du service, l’accueil, les prix dugaz et la capacité des acteurs à disposer de contratsd’acheminement.

6.5.1 Exploration-Production

L’activité Exploration-Production est sujette à une concurrenceimportante entre opérateurs pétroliers et gaziers dansl’acquisition de biens et de permis en vue de l’exploration et dela production de pétrole et de gaz naturel. Le Groupe a produit30,6 Mbep de gaz naturel en 2007. Il se situe entre le 3ème et 4 ème

rang des sociétés productrices en Allemagne et aux Pays-Bas etentre le 14ème et 16 ème rang en Norvège et au Royaume Uni (20).

Toutefois, en termes de taille et de nature de l’activité, Gaz deFrance peut être comparé aux autres acteurs dont les activitéssont centrées sur le gaz ayant développé une activitéExploration-Production.

6.5.2 Achat-Vente d’Energie

Le Groupe est l’un des premiers fournisseurs de gaz naturel enEurope, l’un des plus grands acheteurs mondiaux de gaz naturelet l’un des premiers importateurs de gaz naturel liquéfié(« GNL ») en Europe.

Le segment Achat-Vente d’Energie compte à fin décembre 2007environ 10,5 millions de clients particuliers, plus de 579243 sites-clients affaires composés principalement deprofessionnels, PME-PMI, résidences collectives, de clientstertiaires privés et publics et collectivités territoriales, et plus de300 grands clients industriels et commerciaux répartis sur plusde 1 000 sites. Les données figurant dans ce paragrapheconcernent uniquement le segment Achat – vente d’énergie ets’entendent donc hors Segment Transport-DistributionInternational.

Depuis l’ouverture totale des marchés le 1er juillet 2007, Gaz deFrance a perdu le monopole de la fourniture à ses clientsparticuliers. L’ensemble de la clientèle a alors la faculté dechoisir son fournisseur d’énergie en application des directiveseuropéennes sur l’ouverture du marché du gaz naturel.

Pour faire face à cette évolution, le Groupe a entrepris unedémarche destinée à fidéliser ses clients, avec des marquesnouvelles et des offres de produits et services à valeur ajoutée.Ainsi, il propose à ses plus grands clients des solutionsd’ingénierie financière et des services de gestion d’énergie. Enoutre, il développe une offre duale gaz-électricité, déjà en placepour les clients industriels et professionnels et qui a vocation àêtre étendue à la clientèle des particuliers dès lors quel’opportunité leur sera donnée de choisir leur fournisseur.

Cette stratégie d’offre duale nécessite l’accès à un sourcingcompétitif par rapport aux prix de vente attendus par les clients

finaux, notamment en électricité. Dans ce cadre, le Groupedispose de centrales de type cycle combiné à gaz, compétitivesen semi-base, mais doit compléter son approvisionnement parl’accès à des produits de marché ou des contrats structuréspour assurer son offre en base et en pointe. C’est dans cetobjectif que le Groupe a pu conclure un contrat avec EDF pour lapériode 2005-2008 en France, et développe de nouveaux moyensde production comme la centrale de St Brieuc, qui correspondplutôt aux besoins de pointe du portefeuille.

La mise en œuvre des directives européennes de 1998 et 2003sur l’ouverture du marché du gaz en Europe ainsi que la mise enplace progressive d’une nouvelle organisation de ce marché autravers de l’apparition de hubs et de marchés spot gaziers auRoyaume-Uni et, plus récemment, en Belgique et aux Pays-Bas,tendent progressivement à accroître la concurrence sur lemarché du gaz naturel européen. Ce développement de laconcurrence se traduit essentiellement par la possibilité pour unnombre croissant de consommateurs de s’adresser aufournisseur de leur choix ainsi que par la mise en œuvre del’accès des tiers aux réseaux de transport, de DistributionFrance et aux infrastructures de GNL nécessaires pour mettreen pratique ce libre choix du fournisseur (voir paragraphe 6.1.4 –« Environnement législatif et réglementaire en France »).

Sur le marché des grands clients ayant le droit de choisir leurfournisseur en France depuis août 2000, Gaz de France estimeque sa part de marché est ainsi passée de un peu moins de 73 %en 1999 à environ 55 % fin 2007.

Dans d’autres marchés européens ciblés par Gaz de France,celui-ci doit faire face à des opérateurs historiques quidétiennent des parts de marché très importantes.


(20) (données 2006 – source : Cabinet Wood Mackenzie et association allemande de l’industrie du pétrole et du gaz (WEG)).

6 APERCU DES ACTIVITESEléments relatifs à la position concurrentielle

6.5.3 Services

Pour les services énergétiques classiques aux clients tertiaireset industriels, le positionnement concurrentiel du MétierServices est le suivant :

• En France, Cofathec est troisième sur le marché, derrièreDalkia (n°1 du marché Français) et Suez Energies et Services.

• En Italie, Cofathec est, derrière SIRAM (Veolia 100%), deuxièmesur le marché.

• Au Royaume Uni, le marché des services énergétiques est trèsfragmenté. Cofathec au Royaume Uni (105 Meuros) ne fait paspartie du « top10 ».

• Au Benelux, Cofathec est une petite société. Ses grandsconcurrents européens ont un CA très largement supérieur.

A la maille européenne, Cofathec est le 3ème groupe derrièreDalkia et Elyo.

Concernant l’activité portée par la filiale GNVert, la concurrenceporte sur les activités de construction et d’exploitation destations de remplissage. Cette concurrence provientessentiellement des fabricants de compresseurs.

Sur le marché du Facility Management, on constate l’arrivée denouveaux entrants venant soit du bâtiment (ex : Vinci, Bouygues)soit du « domaine électricité » (Cegelec, Forclum).

Sur le marché de l’industrie, on retrouve les mêmes acteursavec les mêmes positions hormis les nouveaux entrants venantdu BTP.

Sur le marché des particuliers, Savelys a une position de leaderavec plus de 25 % du marché devant un autre concurrentnational, Proxiserve (Véolia), disposant de moins de 10 % de partde marché. Le reste des acteurs sont soit des entrepriseslocales, soit des artisans installateurs.

6.5.4 Transport-Stockage

6.5.4.1 Transport en France : GRTgaz

De par son régime d’autorisation strictement encadré, l’activitéde transport de gaz en France est peu soumise à laconcurrence. GRTgaz transporte le gaz sur une très large partiedu territoire et possède le plus long réseau européen detransport de gaz naturel à haute pression.

6.5.4.2 Stockage en France

Economiquement et techniquement, la proximité au marché estun avantage compétitif certain dans le métier du stockage degaz. De ce point de vue, Gaz de France dispose d’une positiontrès forte en France sur le marché actuel. Pour le futur, Gaz deFrance dispose en France d’un bon portefeuille dedéveloppement en matière de structures géologiques. De plus, ilest à noter le poids des investissements à consentir dans ladurée (il faut environ entre quinze et vingt ans pour développerun nouveau projet de stockage).

Il est à noter toutefois que le stockage représente une solutionparmi d’autres au besoin du marché de gaz naturel en matièrede modulation. L’offre de stockage de Gaz de France est à cetitre en concurrence avec diverses possibilités telles que la miseen œuvre d’éventuelles souplesses d’approvisionnement ou lagestion de la demande (notamment le recours à un portefeuillede clients interruptibles, le cas échéant). Dans ce cadre, il est àobserver que diverses évolutions en cours au plan européen,telles que le développement de hubs gaziers et l’augmentationdes capacités des réseaux de transport par gazoduc vont dans lesens d’un renforcement de la concurrence sur le marché de lamodulation.

En Allemagne, les activités de stockage sont plusconcurrentielles.

6.5.4.3 Terminaux méthaniers en France

L’offre des terminaux méthaniers de Gaz de France en Franceest vouée à une concurrence directe avec celle d’un ou deplusieurs autres terminaux en France à l’horizon 2011-2012.Quatre projets ont en effet été annoncés en 2006, aux ports duHavre (site d’Antifer), de Dunkerque et de Bordeaux (deuxprojets sur le site du Verdon). Un projet supplémentaire a étéannoncé en 2007 sur un site de Fos-sur-mer, à l’horizon 2015.La réalisation de toutes ces infrastructures multiplierait pardeux à deux et demi la capacité de regazéification sur leterritoire français.

Ces projets sont menés par ou avec des sociétés qui visent lemarché français ou européen de fourniture du gaz, ens’affranchissant le plus possible du cadre régulatoire en vigueurpour les terminaux existants, par exemple en se réservantdirectement des capacités propres de regazéification.

Face à cette concurrence, les extensions potentielles desterminaux de Gaz de France présentent l’avantage d’être bienacceptées localement et d’avoir un coût de développementcompétitif car bénéficiant d’équipements déjà existants (parexemple : jetée, réservoirs).

6.5.5 Distribution

L’activité distribution en France est exercée trèsmajoritairement par GrDF. 22 distributeurs non nationalisésvisés dans la loi du 8 avril 1946 interviennent sur 5 % du marchénational de la distribution du gaz en réseau. Le Groupe Gaz deFrance détient des parts dans trois des plus grandes entrepriseslocales de distribution : Gaz de Strasbourg avec 25 % du capital,Gaz de Bordeaux avec 24 % du capital et Gaz Electricité deGrenoble avec 4,3 % du capital.


APERCU DES ACTIVITESEléments relatifs à la position concurrentielle 6

Pour les communes qui ont effectivement concédé leurdistribution publique de gaz naturel au 11 avril 2000 et cellesdesservies par Gaz de France au titre du plan de desserte arrêtéle 3 avril 2000, le distributeur Gaz bénéficie des droits exclusifsque lui a conférés la loi du 8 avril 1946. Il est alors le seulopérateur auquel ces collectivités locales peuvent confier leurdélégation de service public de distribution du gaz.

Les autres communes, lorsqu’elles souhaitent être alimentéesen gaz, procèdent à des mises en concurrence auprès desdistributeurs de gaz agréés conformément au paragraphe III del’article L.2224-31 du code général des collectivités territoriales(communes désignées sous le vocable délégation de servicepublic). Au 31 décembre 2007, la grande majorité des nouvellesconcessions en gaz naturel a été remportée par le distributeur.De plus, des mises en concurrence en gaz propane ont étéengagées par quelques communes. Gaz de France n’a pasparticipé à ces mises en concurrence, ses critères de rentabilitésur ces exploitations n’étant pas satisfaits.

6.5.6 Transport Distribution International

En Europe le transport et la distribution de gaz, constituant unmonopole naturel, sont des secteurs étroitement réglementés.En revanche, la commercialisation du gaz et de l’électricités’ouvre progressivement à la concurrence selon les termes desdeux directives européennes sur le gaz et l’électricité envigueur.

Le Groupe couvre un ensemble d’entreprises diversifiées activesdans plusieurs pays et dans plusieurs segments de la chaîne devaleur du gaz et de l’électricité, ses concurrents sont donc aussinombreux que variés. En Europe ces principaux concurrents surles marchés ouverts sont les grandes sociétés decommercialisation d’énergie. De nouveaux concurrentspénètrent le marché du gaz naturel tels les grands fournisseursde gaz de l’Union Européenne. Enfin le groupe est bien entenduconfronté à différents types de stratégie de ses concurrentsselon les parts de marchés qu’ils détiennent dans chaque pays.

Au Mexique, le marché gazier est ouvert à la concurrence. Lessociétés commercialisant du gaz de pétrole liquéfié (GPL) sontles concurrents les plus actifs.



7 ORGANIGRAMME

La Société exerce une activité économique propre, elle ne jouepas vis-à-vis de ses filiales le rôle d’une holding simple. La listeexhaustive des sociétés consolidées du Groupe figure auparagraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au 31 décembre2007 en normes IFRS / Annexes / Note 24 ».

Le nombre de filiales directes ou indirectes de la Société estd’environ 270. L’organigramme ci-après est l’organigrammesimplifié des principales sociétés détenues par Gaz de France(en pourcentage arrondi de capital) à la date de

d’enregistrement du présent du document de référence. Cetorganigramme fait également ressortir les participations deGaz de France dans les deux sociétés belges Segeo et SPE queGaz de France s’est engagé à céder dans le cadre de laprocédure d’autorisation, par la Commission européenne, de laFusion.

Sauf indication contraire, le pourcentage des droits de votedétenus par Gaz de France dans les sociétés du Groupe estidentique au pourcentage de capital figurant dansl’organigramme ci-après.


7O

RG

AN

IGR

AM

ME

Fourniture d’énergie et de services

NATGASMEX(Mexique)

Amérique Latine

26 %

100 % COGAC

100 %GDF

INTERNATIONAL

GDF PRODUkTIONEXPLORATIONDEUTSCHLAND

(PEG) (Allemagne)

TRANSPORT-DISTRIBUTION INTERNATIONAL

Principales autresfiliales FranceInfrastructures

GAZ DE FRANCE S.A.

GDFQUEBEC

100 %

Canada

12,8 %GAZ

METROPOLITAIN(1)

50 %

51 %

100 %

100 %

GDF PRODUCTIONNEDERLAND(Pays-Bas)

NGT(Pays Bas)

GDFBRITAIN

(Royaume-Uni)

EFOG(Royaume-Uni)

GAZ DE FRANCENORGE

(Norvège)

GAZ DE FRANCEEXPLORATION

ALGERIA (Pays-Bas)

GAZ DE FRANCEEXPLORATION

EGYPT (Pays-Bas)

100 %

23 %

100 %

39 %

100 %

100 %

ACHAT-VENTEENERGIE

EXPLORATION- RODUCTION

MESSIGAZ100 %

GASELYS

METHANETRANSPORT

100 %GDF ESS

(Royaume-Uni)

50 %MED LNG & GAS

(Jersey)

GAZTRANSPORT &TECHNIGAZ

SAVELYS59 %

DK6100 %

SERVICES - France

100 % COFATHEC

100 % FINERGAZ

100 % GNVERT

34 % Groupe Thion

(1) Société détenue par l'intermédiaire de Noverco, elle-même détenue à 18% par le Groupe.(2) Filiale distribution de Gaz de France.(3) Filiale ENR de Gaz de France (dénomination sociale en cours de modification).

Europe

99,74 %EGAZ-DEGAZ

(Hongrie)

32 %GASAG

(Allemagne)

43 %POZAGAS(Slovaquie)

13 %PORTGAS(Portugal)

40,8 %DISTRIGAZ SUD

(Roumanie)

49%**

* en capital ** en droits de vote

49%**

60 %ARCALGAS

ENERGIE (Italie)

60 %ITALCOGIM

VENDITE (Italie)

60 % CAM GAS (Italie)

SPE (Belgique)25,5 %

GASODUCTOS DELBAJIO (Mexique)

SERVICIOSMAYAKAN(Mexique)

TAMAULIGAS(Mexique)

ENERGIAMAYAKAN (Mexique)

CONSORCIOMEXIGAZ (Mexique)

100 %

68 %

68 %

100 %

100 %

100 %

TRANSPORT STOCKAGE

GRTgaz100 %

MEGAL GMBH(Allemagne)

44 %

25 %SEGEO

(Belgique)

DISTRIBUTIONFRANCE

GrDF (2)100 %

GAZ DESTRASBOURG

GAZ DEBORDEAUX

24 %

25 %

100 %GDF FuturesEnergies

(3)

40 %

AES EnergiaCartagena(Espagne)

55 %

GDF Storage Ltd(Grande-Bretagne)

100 %

GDF ESD GmbH(Allemagne)

100 %

BANQUE SOLFEA

ARCALGASPROGETTI (Italie)

ITALCOGIM RETI(Italie)

70,5%*

70,5%*

108-

Docum

entderéférence

-G

azde

France

ORGANIGRAMME 7Les fonctions exercées par les dirigeants de la Société(Président-directeur général, directeurs généraux délégués,membres du conseil d’administration et membres du comitéexécutif) dans les principales filiales de la Société figurent auchapitre 14 – « Organes d’administration, de direction et desurveillance et direction générale ».

Les ventes de gaz naturel effectuées par les segments duGroupe figurent au paragraphe 6.1.1 – « Présentationgénérale ».

La présentation de l’activité et des actifs économiquesstratégiques des principales filiales de la Société figure auchapitre 6 – « Aperçu des activités ».

Les principales opérations réalisées au cours de l’exercice 2007ont été l’acquisition des sociétés Erelia, Eoliennes de la HauteLys et la filialisation de l’activité de distribution à la sociétéGrDF.

En outre, les informations relatives aux flux financiers entre laSociété et ses principales filiales figurent au chapitre 19 –« Opérations avec des apparentés ».



8 PROPRIETES IMMOBILIERES, USINES ET EQUIPEMENTS

8.1 PROPRIÉTÉS IMMOBILIÈRES P.111 8.2 ASPECTS ENVIRONNEMENTAUX LIÉSÀ LA DÉTENTION DES ACTIFS IMMOBILIERSPAR LA SOCIÉTÉ P.111

8.2.1 INSTALLATIONS CLASSÉES POUR LAPROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT(PÉRIMÈTRE FRANCE) p.111

8.2.2 ANCIENS SITES INDUSTRIELS p.112

8.1 Propriétés immobilières (périmètre France)Le parc immobilier constitue une ressource indispensable à Gazde France pour l’exercice de ses métiers et représente aussi unenjeu de premier ordre dans la gestion de l’entreprise. LaDélégation Immobilière (« DIM ») et les filiales immobilièresrattachées assurent les fonctions de prestataire immobilier desentités de Gaz de France SA et de la filiale GrDF depuis sacréation au 31 décembre 2007, en mettant à leur disposition lessurfaces nécessaires à leurs besoins, soit près de 1,1 million dem² dont environ les 3/4 sont en pleine propriété ou en crédit bail,le reste étant pris à bail. La filiale GRTgaz dispose quant à elled’un patrimoine propre de 94 000 m² en propriété ou crédit bailet de 25 000 m² en location.

Le parc tertiaire du Groupe sur le périmètre France, enpropriété ou crédit-bail, est implanté pour 82% en province,alors que le parc pris à bail est situé pour l’essentiel en Ile deFrance (74%). Parmi ses actifs immobiliers en propriété oucrédit bail, Gaz de France gère à ce jour 313 sites construits surdes terrains ayant supporté dans le passé une usine deproduction de gaz et faisant l’objet d’un programme deréhabilitation ainsi que précisé en 8.2.2 « Anciens sitesindustriels » ci-après.

Le taux de vacance sur le parc tertiaire en exploitation s’établitautour de 5%.

Aucune charge majeure ne pèse sur les immobilisationscorporelles significatives de Gaz de France détenues en pleinepropriété qui n’ait déjà fait l’objet d’une provision.

Gaz de France possède ou loue également 1558 logements (dont1009 en propriété et 549 pris à bail).

Gaz de France rationalise son portefeuille immobilier en vendantles logements excédentaires ainsi que les sites tertiairesvacants ou non rentables, en limitant l’acquisition et laconstruction de nouveaux biens et en confiant l’entretien et lagérance de ses biens à des prestataires spécialisés. Il entendpromouvoir l’utilisation rationnelle des biens immobiliers qu’ilpossède ou loue en facturant à ses métiers et filiales la valeurde marché des immeubles qu’ils occupent.

8.2 Aspects environnementaux liés à la détention des actifs immobiliers parla Société

8.2.1 Installations classées pour la protection de l’environnement (périmètre France)

Certaines installations exploitées par Gaz de France, notammentles stations de compression, les installations de surfacenécessaires à l’exploitation des stockages souterrains, lesterminaux méthaniers et trois dépôts (propane à Saint-Flour et àBastia et butane à Ajaccio) constituent des installations classéespour la protection de l’environnement (« ICPE »).

Aux termes du Code de l’environnement, sont soumis à laréglementation des ICPE les usines, ateliers, dépôts, chantierset, d’une manière générale, les installations qui peuventprésenter des dangers ou des inconvénients soit pour lacommodité du voisinage, soit pour la santé, la sécurité et lasalubrité publiques, soit pour l’agriculture, soit pour laprotection de la nature et de l’environnement, soit pour laconservation des sites, des monuments et des éléments dupatrimoine archéologique.

Les activités industrielles relevant de cette législation sonténumérées dans une liste arrêtée par décret en Conseil d’Etat –la nomenclature – et sont soumises, selon la gravité desdangers ou inconvénients présentés par leur exploitation, soit àun régime de déclaration (auquel cas les installationsconcernées doivent être exploitées conformément à desprescriptions de fonctionnement standardisées), soit à unrégime d’autorisation (l’autorisation d’exploiter prend dans cecas la forme d’un arrêté préfectoral délivré après consultationde divers organismes et enquête publique, qui contient lesprescriptions de fonctionnement spécifiques à l’installation quedevra respecter l’exploitant).

Les ICPE sont placées sous le contrôle du préfet et desdirections régionales de l’industrie, de la recherche et del’environnement (DRIRE), chargés de l’organisation de


8 PROPRIETES IMMOBILIERES, USINES ET EQUIPEMENTSAspects environnementaux liés à la détention des actifs immobiliers par la Société

l’inspection des installations classées. La mission desinspecteurs des installations classées consiste essentiellementà définir les prescriptions techniques imposées aux installationssoumises à autorisation par l’arrêté préfectoral et à s’assurerdu respect de la réglementation applicable par les ICPE aumoyen d’examens de documents et d’inspections périodiques.

En cas d’inobservation des conditions imposées à l’exploitantd’une ICPE, et indépendamment d’éventuelles poursuitespénales, le préfet peut prononcer des sanctions administrativestelles que la consignation d’une somme égale au montant destravaux de mise en conformité à réaliser, l’exécution forcée desmesures prescrites par arrêté, la suspension dufonctionnement, ou encore proposer la fermeture ou lasuppression de l’installation par décret en Conseil d’Etat.

En outre, certaines ICPE sont soumises aux dispositions del’arrêté du 10 mai 2000. Cet arrêté définit un certain nombre deprescriptions supplémentaires destinées à prévenir les risquesmajeurs. Les installations dites « Seveso » doivent disposer

d’outils spécifiques de gestion de la sécurité en raison de leurimportance ou de la nature de leurs activités et du fait qu’ellesprésentent des risques d’accidents majeurs. C’est notamment lecas des terminaux méthaniers exploités par Gaz de France. Cesinstallations doivent prendre les mesures nécessaires à laprévention des accidents majeurs et à la limitation desconséquences desdits accidents, notamment par la mise enplace d’un « plan d’opération interne » déterminant lesmodalités de l’intervention de l’exploitant au sein del’établissement en cas d’accident ainsi que d’un « planparticulier d’intervention » élaboré par le préfet sur la based’informations fournies par l’exploitant et destiné à prendre lerelais du plan d’opération interne lorsque les conséquences del’accident sont susceptibles de se manifester à l’extérieur del’établissement. En outre, la mise en activité de ces installationsest subordonnée à la constitution préalable de garantiesfinancières, dont le montant est fixé dans l’arrêté préfectorald’autorisation, qui sont notamment destinées à garantir la priseen charge par l’exploitant du coût des interventions éventuellesen cas d’accident et du coût de la remise en état du site après lafermeture de l’installation.

8.2.2 – Anciens sites industrielsGaz de France apporte une attention toute particulière auxanciennes usines à gaz qui étaient, avant le développement dugaz naturel, le siège de la production de gaz manufacturé etdont la dernière a cessé sa production en 1971. Ces anciennesactivités sont susceptibles d’être à l’origine de la présence, dansle sous-sol des sites qui les ont supportées, de matières quipeuvent, dans certaines conditions, présenter un risqueenvironnemental en fonction de leur localisation, de leur nature,de leur mobilité naturelle ou provoquée, ou de leurscaractéristiques chimiques.

Aussi, Gaz de France, dès le début des années 90, s’est-ilengagé auprès du ministère chargé de l’environnement dansune action volontaire de traitement ordonné et coordonné de sessites d’anciennes usines à gaz, au-delà de la stricte applicationdes obligations législatives ou réglementaires. Il a ainsi étéprocédé à l’inventaire exhaustif de ces sites et à lahiérarchisation de ceux-ci en fonction de la sensibilité à leurenvironnement, en même temps qu’était lancé un importantprogramme de recherche tant pour assurer une meilleureconnaissance des sous-produits gaziers eux-mêmes que pourfaire émerger de nouvelles méthodes de traitement. Ces actionsont permis de retenir les mesures effectives et proportionnéesvisant à prévenir un risque de dommage pour l’homme et pourl’environnement à un coût économiquement supportable etd’en prévoir les modalités et le calendrier d’application.L’engagement de Gaz de France s’est traduit par la signature, le25 avril 1996, d’un protocole d’accord relatif à la maîtrise et ausuivi de la réhabilitation des anciens terrains d’usines à gaz avecle ministère de l’environnement pour une durée de dix ans. Leprotocole s’est enrichi, en 2001, de l’élaboration, avec leministère, d’objectifs de réhabilitation génériques, spécifiquesaux terrains de Gaz de France, afin de fixer le cadre de ladépollution des sites changeant d’usage, ainsi que, en 2002,d’une procédure de surveillance de la qualité des eauxsouterraines. Au 26 avril 2006, date d’échéance, lesengagements du protocole ont été mis en oeuvre pour la totalitédes 467 sites. Gaz de France a ainsi respecté l’intégralité de sesengagements au titre du protocole, et un bilan a été dresséconjointement avec le ministère de l’environnement.

La réhabilitation des sites d’anciennes usines à gaz a permis deconserver un usage ou de favoriser le retour à l’urbanisation de366 hectares de terrain à fin 2007. Les investigations et travauxmenés dans le cadre du protocole ont conduit à la vidange et auremblaiement de cuves sur 270 sites et à l’élimination de plus de715 000 tonnes de déchets. Il a été procédé à un contrôle et àune surveillance des nappes souterraines pour 268 sites. 93sites font encore l’objet d’une telle action. La mise en œuvre duprotocole étant arrivée à son terme, Gaz de France poursuivracet effort de réhabilitation de ses sites dans le cadre des texteslégislatifs et réglementaires en vigueur. Ainsi, désormais, Gaz deFrance assure seul, en tant que propriétaire foncier, la gestionenvironnementale de ses terrains d’anciennes usines à gaz.

La provision comptable constituée pour faire face auxengagements et au risque financier liés à la remise en état desterrains d’anciennes usines à gaz gérés par Gaz de France tientcompte de l’évolution de la réglementation, de la jurisprudenceet de l’arrivée à échéance du protocole avec l’Etat. Au31 décembre 2007, cette provision atteint 37 millions d’euros etla totalité des sommes consacrées (depuis le début de ceprocessus) à la réhabilitation des sites d’anciennes usines à gazs’élève à 166 millions d’euros.

En Allemagne, EEG a poursuivi son programme de réhabilitationdes sites pollués par ses anciennes activités (usines à gaz etsites d’exploration et de production). Ce travail est effectué enliaison avec les autorités compétentes des Länder Saxe-Anhalt,Thuringe et Mecklembourg Poméranie Antérieure et avec le BvS(bureau fédéral allemand des privatisations) pour le Land deBrandebourg qui financent la plus grande part de ces dépenses.

Les obligations de démantèlement futur des installationsd’exploration production sont régies par les lois des différentspays où Gaz de France opère : aux Pays-Bas la loi minière ; enAllemagne, la loi minière également ainsi que les dispositionsfixées par le WEG (Association allemande de l’industrie dupétrole et du gaz) ; au Royaume-Uni, le UK Petroleum Act de1998 et les règles du UK Government’s Department of Trade andIndustry.


9 EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTAT

9.1 PRINCIPAUX FACTEURS AYANT UN IMPACT SURL’ACTIVITÉ ET LES PERFORMANCES DU GROUPE P.117

9.1.1 TARIFS ADMINISTRÉS ET RÉGULÉS p.1179.1.2 PRIX DU PÉTROLE p.1189.1.3 TAUX DE CHANGE p.1189.1.4 CONDITIONS CLIMATIQUES p.1199.1.5 MOUVEMENTS DE PÉRIMÈTRE p.1199.1.6 SAISONNALITÉ p.120

9.2 ANALYSE DE L’ÉVOLUTION DE L’ACTIVITÉ DUGROUPE P.120

9.2.1 CROISSANCE ORGANIQUE DE L’ACTIVITÉ p.120

9.2.2 VENTILATION PAR SEGMENT DU CHIFFRED’AFFAIRES DU GROUPE p.120

9.2.3 AUTRES INDICATEURS D’ACTIVITÉ p.121

9.3 ANALYSE DES PERFORMANCESOPÉRATIONNELLES DU GROUPE P.124

9.3.1 CONTRIBUTION DES PÔLES À L’EXCÉDENTBRUT OPÉRATIONNEL ET AU RÉSULTATOPÉRATIONNELDU GROUPE p.124

9.3.2 ANALYSE DU BAS DE COMPTE DE RÉSULTATCONSOLIDÉ p.126

9.3.3 ROE, ROCE p.126

(En millions d’euros) 2007 2006 2005

Chiffre d’affaires 27 427 27 642 22 872

Excédent Brut Opérationnel(avant dépenses de renouvellement et paiement en actions) 5 666 5 149 4 248

Résultat Opérationnel 3 874 3 608 2 821

Résultat Net – Part du groupe 2 472 2 298 1 782

Le Groupe stabilise son chiffre d’affaires 2007 à 27 427 millionsd’euros contre 27 642 millions d’euros en 2006. A climat moyen,il progresse de 1,6 %.

A l’international, le chiffre d’affaires atteint 11 361 millionsd’euros soit 41 % du chiffre d’affaires du Groupe.

Le retour de la croissance de l’activité, constaté au 3èmetrimestre, s’est accéléré en fin d’année dans un environnementfavorable tant en termes de conditions de marché que de climat,plus froid que la normale.

Les résultats de l’exercice 2007 résultent principalement :

• du retour à l’équilibre des activités de vente aux tarifsadministrés et plus généralement des bons résultatscommerciaux ;

• d’un environnement de marché en fin d’année ayant permis detirer pleinement profit du portefeuille de GNL ;

• d’une maîtrise accrue des coûts opérationnels ;

• de conditions climatiques favorables au dernier trimestre(températures inférieures à la moyenne) qui ont limité l’impactdéfavorable des conditions climatiques du premier semestre.

Dans ce contexte, le Groupe dépasse son objectif financier 2007en enregistrant un excédent brut opérationnel de 5 666 millionsd’euros contre 5 149 millions d’euros en 2006, en progression de10 %.

Le segment Exploration-Production poursuit sa contributionmajeure au résultat du Groupe, le segment Achat Vented’Energie bénéficie d’une bonne performance de ses activités deventes ainsi que de la compétitivité de ses approvisionnements,le segment Services poursuit la progression de sa rentabilitéopérationnelle, le segment Transport-Stockage enregistre desperformances exceptionnelles, le segment Distribution Franceconnaît une année difficile en raison des conditions climatiqueset le segment Transport Distribution International consolide sesrésultats à un niveau élevé.

Le résultat net consolidé part du Groupe s’établit à2 472 millions d’euros en 2007, en croissance de près de 8 %.


9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTAT

Préambule : changements de méthodes comptables et de présentation

En application du règlement européen n° 1606/2002 du 19 juillet2002, les états financiers consolidés du Groupe au titre del’exercice clos le 31 décembre 2007 ont été préparés enconformité avec les normes comptables internationalesIAS/IFRS applicables à cette date telles qu’approuvées parl’Union Européenne (http ://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias_Fr.htm #adopted-commission) Pour ce quiconcerne le domaine des concessions, le Groupe a suivi lesprincipes comptables de l’interprétation IFRIC 12 « Accords deconcession de services », publiée par l’IASB le 30 novembre2006 et non encore approuvée par l’Union européenne,considérant, conformément à la recommandation de l’AMF dedécembre 2006 que cette interprétation permet de fournir unemeilleure information financière.

Les états financiers consolidés du Groupe au titre de l’exerciceclos le 31 décembre 2007 sont également conformes auxnormes comptables internationales IAS/IFRS applicables à cettedate telles qu’adoptées par l’IASB.

Les états financiers consolidés du Groupe au titre de l’exerciceclos le 31 décembre 2007 intègrent également les impacts desnormes et amendements d’application obligatoire dans le cadredes exercices ouverts au 1er janvier 2007 relatifs à :

• IFRS 7 « instruments financiers – informations à fournir » ;

• l’amendement IAS 1 portant sur les informations à fournir surle capital.

Les informations complémentaires requises par ces textesrelatifs à l’information financière sont présentées pour lapremière fois dans les comptes consolidés annuels au31 décembre 2007 avec une information comparative.

Par ailleurs, suite à la mise en place de la nouvelle organisationdu Groupe à effet du 1er juillet 2007, certaines activités ont faitl’objet de reclassement entre les segments. Les reclassementsles plus significatifs ainsi que leurs impacts figurent ci-après.

L’établissement des états financiers consolidés conduit laDirection de Gaz de France à effectuer des estimations et àformuler des hypothèses qui affectent les montants inscrits àl’actif, au passif, en produits et en charges dans les étatsfinanciers ou dans les notes annexes.

Les états financiers reflètent les meilleures estimations dontpuisse disposer la Direction, sur la base des informationsdisponibles à la date d’arrêté des comptes.

Les principes comptables appliqués par le Groupe ainsi que leshypothèses ou estimations afférents aux domaines complexesqui requièrent un haut degré de jugement ou qui ont un impactsignificatif sur les états financiers sont validés par la Directiondu Groupe et ont été préalablement approuvés par le Comitéd’Audit.

Les résultats définitifs peuvent cependant diverger sensiblementde ces estimations en fonction d’hypothèses ou de situations quipourraient s’avérer différentes de celles envisagées.

Au titre de l’exercice 2007, les principales modifications auxestimations et hypothèses retenues pour l’établissement desétats financiers consolidés au 31 décembre 2006 concernent letaux d’actualisation utilisé pour calculer le montant de certainesprovisions qui doit être (pour les engagements relatifs aupersonnel) déterminé par référence à un taux de marché à ladate de cloture ; ainsi les taux utilisés ont été ajustés auxconditions actuelles du marché au 31 décembre 2007 :

• provision pour renouvellement : 4,5 % au 31 décembre 2007,4 % au 31 décembre 2006 et au 31 décembre 2005 ;

• engagements de retraite : 5 % au 31 décembre 2007, 4,25 % au31 décembre 2006 et au 31 décembre 2005 ;

• autres avantages au personnel : entre 4,5 % et 5 % au31 décembre 2007, 4 % au 31 décembre 2006 et au31 décembre 2005 ;

• provision pour reconstitution des sites en exploration-production : 4,5 % au 31 décembre 2007, 4 % au 31 décembre2006 et au 31 décembre 2005.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Notes 16 et 17 ».

Suite à la mise en place de la nouvelle organisation du Groupe,certaines activités ont fait l’objet de reclassement entre lessegments. Les impacts de ces reclassements sur le chiffred’affaires, sur l’excédent brut opérationnel et sur le résultatopérationnel par segment au titre des exercices 2005 et 2006sont donnés ci-dessous, les reclassements les plus significatifsétant les suivants :

• transfert des activités de vente d’énergie au Royaume-Uni de« Achat-Vente d’Energie » vers « Transport DistributionInternational » ;

• transfert de Savelys et de DK6 de « Services » vers « Achat-Vente d’Energie » ;

• transfert des activités de transport en Europe de « TransportDistribution International » vers « Transport StockageFrance », qui prend dorénavant la dénomination « TransportStockage » ;

• enfin, transfert de l’activité de vente aux grands comptes enAllemagne de « Transport Distribution International » à« Achat-Vente d’Energie ».


EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTAT 9

Exercice 2005

Chiffre d’affaires(En millions d’euros)

2005Publié

Effets desreclassements

2005Retraité Var. %

Fourniture Energie & Services

Exploration – Production 1 139 - 1 139

Achat-Vente d’Energie 17 265 + 81 17 346 N.S.

Services 1 924 - 356 1 568 - 19 %

Infrastructures

Transport Stockage 2 124 + 14 2 138 N.S.

Distribution France 3 426 - 3 426

Transport Distribution International 2 275 + 1 394 3 669 + 61 %

Eliminations & autres - 5281 - 1 133 - 6 414 - 21 %

TOTAL GROUPE 22 872 - 22 872

Excédent Brut Opérationnel(En millions d’euros)

2005Publié




Exploration – Production 726 - 726

Achat-Vente d’Energie 248 + 77 325 + 31 %

Services 166 - 61 105 - 37 %

Infrastructures

Transport Stockage 1 271 - 6 1 265 N.S.


Transport Distribution International 372 + 7 379 + 2 %

Eliminations & autres 107 - 17 90 - 16 %

TOTAL GROUPE 4 248 - 4 248

Résultat Opérationnel(En millions d’euros)

2005Publié






Services 94 - 35 59 - 37 %

Infrastructures

Transport Stockage 942 - 8 934 - 1 %

Distribution France 900 - 900

Transport Distribution International 284 + 7 291 + 2 %

Eliminations & autres - 60 - 11 - 71 - 18 %



9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTAT

Exercice 2006

Chiffre d’affaires(En millions d’euros)

2006Publié





Achat-Vente d’Energie 20 481 - 26 20 455 N.S.

Services 2 181 - 380 1 801 - 17 %

Infrastructures

Transport Stockage 2 227 + 128 2 355 + 6 %


Transport Distribution International 3 570 + 1 608 5 178 + 45 %

Eliminations & autres - 5 765 - 1 330 - 7 095 - 23 %

TOTAL GROUPE 27 642 - 27 642

Excédent Brut Opérationnel(En millions d’euros)

2006Publié






Services 189 - 72 117 - 38 %

Infrastructures

Transport Stockage 1 285 + 72 1 357 + 6 %


Transport Distribution International 562 - 64 498 - 11 %

Eliminations & autres - 10 - 24 - 34 N.S.


Résultat Opérationnel(En millions d’euros)

2006Publié






Services 111 - 40 71 - 36 %

Infrastructures

Transport Stockage 953 + 60 1 013 + 6 %

Distribution France 726 - 726

Transport Distribution International 402 - 54 348 - 13 %

Eliminations & autres 90 - 18 72 - 20 %



EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATPrincipaux facteurs ayant un impact sur l’activité et les performances du Groupe 9

9.1 Principaux facteurs ayant un impact sur l’activité et les performances duGroupe

L’activité et les performances du Groupe sont marquées par un certain nombre de facteurs détaillés ci-après tels que l’évolution destarifs, le cours des produits pétroliers, la parité euro / dollar, les conditions climatiques, les mouvements de périmètre et la saisonnalité.

9.1.1 Tarifs administrés et régulés

L’activité du Groupe dépend de différents systèmes de tarification synthétisés dans le tableau ci-après :

Pôle concerné Type de tarifs Commentaires

Fourniture d’énergie etde Services

Tarifs administrés Tarifs de vente du gaz naturel pour les clients particuliers et lesclients éligibles qui n’ont pas exercé leur faculté de choisir leurfournisseur de gaz.

Il existe deux types de tarifs administrés : les tarifs de distributionpublique et les tarifs à souscription.

Tarifs de distribution

publique (type detarifs administrés)

Tarifs de vente du gaz naturel pour les clients consommant moins de5 GWh par an et raccordés au réseau de distribution.

Tarifs fixés par décision des ministres chargés de l’économie et del’énergie sur proposition de Gaz de France et après avis de la CRE.

Tarifs à souscription

(type de tarifsadministrés)

Tarifs de vente du gaz naturel pour les clients consommant plus de5 GWh par an et raccordés au réseau de distribution ou directementau réseau de transport.

Tarifs proposés par Gaz de France et entrant en vigueur saufopposition des ministres chargés de l’économie et de l’énergie,après avis de la CRE.

Prix négociés Tarifs de vente du gaz naturel pour les clients éligibles qui ontexercé leur faculté de choisir leur fournisseur de gaz

Infrastructures

Tarifs régulés

(à l’exception des

tarifs de stockage)

Tarifs applicables aux utilisateurs d’infrastructures, suivant lerégime fixé par la loi du 3 janvier 2003.

Tarifs approuvés par les ministres chargés de l’économie et del’énergie sur proposition de la CRE.

Evolution des tarifs administrés en 2007

• Tarifs de distribution publique

Le tableau ci-dessous présente le niveau moyen des évolutions de tarifs de distribution publique décidées sur la période 2005 – 2007.

Année Niveau moyen de modification tarifaire

20051er juillet1er septembre1er novembre

0,124 c€ par kWh0,090 c€ par kWh0,445 c€ par kWh

20061er janvier1er mai

Annulation des hausses tarifaires prévues en application de l’arrêté du 16 juin 20050,210 c€ par kWh

Les tarifs en distribution publique n’ont pas évolué de mai 2006 à décembre 2007.


9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATPrincipaux facteurs ayant un impact sur l’activité et les performances du Groupe

• Tarifs à souscription

Les tarifs sont révisables trimestriellement, les révisions prenant en compte l’évolution du cours euro/dollar et le prix d’un panier deproduits pétroliers, avec un ajustement annuel en fonction de l’inflation.

Année Niveau moyen de modification tarifaire

20051er janvier1er avril1er juillet1er octobre

1,83 € par MWh- 1,24 € par MWh

3,06 € par MWh2,98 € par MWh


1,99 € par MWh- 0,93 € par MWh

1,33 € par MWhPas de mouvement


- 2,85 € par MWh- 1,63 € par MWh

1,72 € par MWh2,11 € par MWh

Perspectives tarifaires

Le nouveau tarif d’accès aux infrastructures de distribution enFrance est en préparation ; il devrait être mis en œuvre au1er juillet 2008.

De nouveaux tarifs d’accès aux infrastructures de transport etaux terminaux de regazéification en France sont en préparation.

Gaz de France souhaite finaliser dans les meilleurs délais lenouveau contrat de service public pour la période 2008 – 2010.Ce contrat devrait notamment fixer les dispositions relatives àl’évolution des tarifs en distribution publique pour les troisprochaines années.

9.1.2 Prix du Pétrole

Les fluctuations du prix du marché du pétrole ont deuxconséquences principales sur les résultats du Groupe :

• Dans le segment Exploration – Production, une hausse duprix du pétrole se traduit par une augmentation du chiffred’affaires et du résultat opérationnel. L’impact sur le résultatopérationnel est proportionnellement plus important car lescharges d’exploitation du segment ne varient pas avec le prixdu pétrole ;

• Dans le segment Achat-Vente d’Énergie, une hausse du prixdu pétrole a un effet inverse, en augmentant les chargesd’exploitation. Cette augmentation est en principe récupéréepar le biais des hausses tarifaires, mais éventuellement avecun décalage dans le temps, pour autant que le mouvementtarifaire théorique résultant de l’application des formules soittotalement répercuté dans les tarifs.

Cours moyen 2007 2006 Var. (%) 2005

Brent (en USD / Baril) 72,5 65,1 + 11,3 % 54,4

Brent (en EUR / Baril) 52,9 51,7 + 2,3 % 43,8

9.1.3 Taux de change

Le taux de change entre le dollar américain et l’euro peutaffecter les résultats du Groupe principalement en raison de soneffet sur le cours du baril de brent qui est coté en dollars.

Le risque de variation de taux de change fait l’objet d’unecouverture par instruments financiers dérivés.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au 31décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 19 »

Cours moyen 2007 2006 Var. (%) 2005

Parité EUR / USD 1,37 1,26 + 8,7 % 1,24


EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATPrincipaux facteurs ayant un impact sur l’activité et les performances du Groupe 9

9.1.4 Conditions climatiquesDes conditions climatiques peuvent avoir des effets significatifssur l’activité du Groupe tant en termes de volumes que de coûts.Par exemple, une baisse des températures en hiver peut setraduire par une hausse du chiffre d’affaires (augmentation desconsommations et/ou des prix de marché), des augmentationsdes coûts (achats d’énergie sur les marchés de gros à des prixélevés ou consommations externes accrues) et/ou desopérations de maintenance additionnelles.

Le modèle de correction climatique du Groupe établi avecl’appui de Météo France fait l’objet d’ajustements techniquespériodiques afin d’actualiser ses résultats en fonction desdonnées réelles constatées.

Le dernier ajustement, intervenu en avril dernier, a conduit àabaisser la « consommation annuelle de référence »

(ou « consommation annuelle à climat moyen ») de 7,8 TWh parrapport au modèle précédent. Cet ajustement du modèle modifiecertaines données absolues à climat moyen : volumes desventes, chiffre d’affaires. Il est par contre sans impact sur lesévolutions relatives, notamment :

• les écarts de correction climatique de période à période,

• l’évolution entre deux périodes des ventes ou du chiffred’affaires à climat moyen.

En 2007, les volumes distribués en France ont enregistré unebaisse de 15 TWh par rapport à une année à climat moyen alorsqu’ils étaient impactés positivement de 1 TWh sur l’année 2006.Des effets de même nature ont été constatés hors de France.

9.1.5 Mouvements de périmètreLes principaux mouvements de périmètre au cours des exercices 2007, 2006 et 2005 ont été les suivants :

Entité Nature du mouvement Date Segment

ENERCI Acquisition – consolidation parintégration globale

12/04/2007 Exploration-Production

EFOG Consolidée par intégrationproportionnelle (jusqu’alors mise enéquivalence)

01/02/2007 Exploration-Production

Energie Investimenti Consolidée par intégration globale(jusqu’alors en proportionnelle)

26/09/2007 Transport/Distribution International

Groupe VENDITE Consolidée par intégration globale (miseen équivalence jusqu’en juin 2007, puisintégration proportionnelle jusqu’enseptembre)


Erelia Consolidée par intégration globale 05/11/2007 Achat-Vente d’Énergie

Société Eoliennes de la Haute-Lys Consolidée par intégration globale 11/12/2007 Achat-Vente d’Énergie

SPE Mise en équivalence (jusqu’alorsconsolidée par intégrationproportionnelle)


AES Energia Cartagena Consolidée par intégration globale 01/11/2006 Achat-Vente d’Énergie

Maïa Eolis Consolidée par intégrationproportionnelle

22/12/2006 Achat-Vente d’Énergie

KGM Cession 19/07/2006 Exploration-Production

Distrigaz Sud Consolidée par intégration globale 31/05/2005 Transport/Distribution International

SPE Consolidée par intégrationproportionnelle


Savelys Consolidée par intégration globale 23/03/2005 Achat-Vente d’Énergie

Pour l’exercice 2007, l’ensemble des variations de périmètreimpacte positivement le chiffre d’affaires du Groupe à hauteurde 464 millions d’euros (1,7 % du chiffre d’affaires total au titrede 2007). Ces variations concernent principalement l’effet enannée pleine des changements de méthodes de consolidation deEfog pour 194 millions d’euros et de Energie Investimenti pour

257 millions d’euros. Les principaux effets des variations depérimètre sur l’excédent brut opérationnel du Groupe pour 2007concernent le segment Exploration-Production (impact positif de158 millions d’euros), le segment Services (impact positif de5 millions d’euros) et le segment Transport DistributionInternational (impact négatif de 8 millions d’euros).


9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATPrincipaux facteurs ayant un impact sur l’activité et les performances du Groupe

9.1.6 Saisonnalité

Les résultats du Groupe sont également affectés par la nature saisonnière de la consommation de gaz naturel, qui est plus importante enhiver qu’en été en raison de l’utilisation de gaz naturel pour le chauffage et pour la production d’électricité (elle-même utilisée pour lechauffage de façon importante).

9.2 Analyse de l’évolution de l’activité du Groupe

9.2.1 Croissance organique de l’activité

(En millions d’euros)

Chiffre d’affaires 2005 22 872

Croissance organique 4 017

Effet périmètre 843

Autres - 90


Croissance organique - 310

Effet périmètre 464

Autres - 369


En 2007, le chiffre d’affaires du Groupe s’établit à 27 427 millions d’euros, contre 27 642 millions d’euros en 2006.

9.2.2 Ventilation par segment du chiffre d’affaires du Groupe

(En millions d’euros) CA 2007CA 2006retraité Var. (%)

CA 2005retraité

Pôle « Fourniture d’Énergie et de Services »

Exploration – Production 1 717 1 659 + 3,5 % 1 139

Achat – Vente d’Énergie 20 041 20 455 - 2,0 % 17 346

Services 1 807 1 801 + 0,3 % 1 568

Pôle « Infrastructures »

Transport – Stockage 2 494 2 355 + 5,9 % 2 138

Distribution France 3 076 3 289 - 6,5 % 3 426

Transport /Distribution International 5 202 5 178 + 0,5 % 3 669

Eliminations, autres et non alloué - 6 910 - 7 095 N/A - 6 414

Total Groupe 27 427 27 642 - 0,8 % 22 872

La contribution de chaque segment est analysée ci-après.


EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse de l’évolution de l’activité du Groupe 9

9.2.2.1 Exploration – Production

Le chiffre d’affaires du segment Exploration-Production s’élèveà 1 717 millions d’euros pour 2007, contre 1 659 millions pourl’année 2006 en progression de 3,5 %.

A périmètre constant (intégration d’EFOG et d’Enerci en 2007 etcession de la participation de KGM en 2006), le chiffre d’affairesest en recul de 7,4 %. Cette évolution résulte principalementd’un contexte de prix du gaz défavorable en 2007 par rapport à2006 alors que le prix moyen du Brent était pratiquement stabled’une année sur l’autre.

Elle s’explique également par la diminution de la productiontotale d’hydrocarbures (y compris EFOG) qui atteint 42,4 Mbepen 2007 contre 45,2 Mbep en 2006. A périmètre constant, laproduction totale est en légère contraction à –3 %.

9.2.2.2 Achat-Vente d’Énergie

Le chiffre d’affaires du segment Achat-Vente d’Energie s’établità 20 041 millions d’euros contre 20 455 millions d’euros en 2006.Il est stable à climat moyen.

L’activité du segment Achat-Vente d’Energie s’est inscrite, en2007, dans un environnement caractérisé par :

• des conditions climatiques contrastées : un premier semestreexceptionnellement clément (-25 TWh) pour moitié compensépar un deuxième semestre froid (+11 TWh) ;

• des tarifs réglementés de vente de gaz naturel en ligne avecles coûts ;

• l’ouverture complète des marchés du gaz et de l’électricité enFrance au 1er juillet 2007.

Pour une analyse des volumes vendus, voir paragraphes 9.2.3.3– « Ventes de gaz naturel » et 9.2.3.4 – « Ventes d’électricité dusegment Achat-Vente d’énergie».

9.2.2.3 Services

Le chiffre d’affaires du segment Services s’élève à 1 807millions d’euros pour l’année 2007, en légère progression parrapport à 2006 (1 801 millions d’euros).

La bonne performance des activités de travaux, notamment enFrance, et la croissance des activités en Italie ont permis de

compenser les impacts défavorables du climat sur l’année ainsique de la cession de la société Atelier de Fos (AdF) au derniertrimestre.

A périmètre constant, le chiffre d’affaires est en légèreprogression de +1 %.

9.2.2.4 Transport – Stockage

Le chiffre d’affaires du segment Transport-Stockage s’établit à2 494 millions d’euros, en 2007 contre 2 355 millions d’euros en2006, en hausse de 6 %. Cette progression résulte de l’évolutiondes prix de stockage, du succès des ventes aux enchères decapacités de stockage, ainsi que de la hausse des souscriptionssur les réseaux de transport.

L’activité a poursuivi son développement en 2007 avec :

• en France, une augmentation du nombre de clients duTransport (37 fin 2007 contre 25 fin 2006) et du Stockage (22 fin2007 contre 16 fin 2006) ;

• en Europe, l’accélération du développement de capacités destockage, notamment au Royaume-Uni (Stublach).

9.2.2.5 Distribution France

Le chiffre d’affaires du segment Distribution France ressort à3 076 millions d’euros en 2007 contre 3 289 millions d’euros en2006. Cette évolution résulte principalement de la diminutiondes investissements de développement et des effets climatiques.

Entre 2006 et 2007, les volumes de gaz acheminés sont en reculde 16 TWh du fait du climat

9.2.2.6 Transport/Distribution international

Le chiffre d’affaires de l’activité Transport Distribution

International s’établit à 5 202 millions d’euros contre 5 178millions d’euros en 2006, en légère hausse de 0,5 % par rapportà 2006. Hors impact climatique et baisse des ventes auRoyaume-Uni du fait de prix de marché déprimés, les ventes dusegment progressent sur l’année de 7,2 % grâce à :

• des augmentations tarifaires enregistrées dans les autres payseuropéens courant 2007, en réponse au renchérissement descoûts d’approvisionnement ;

• la consolidation en intégration globale des activités decommercialisation en Italie depuis le 1er octobre 2007.

9.2.3 Autres indicateurs d’activité9.2.3.1 Production d’hydrocarbures des sociétés consolidées(Mbep) 2007 2006* Var. (%)

Productions combinées 42,4 45,2 - 6,2 %

Gaz 30,8 32,0 - 3,8 %

Liquides 11,6 13,2 - 12,1 %

* Production totale 2006 du Livre des Réserves à 45,5 Mbep intégrant Enerci, société non consolidée en 2006 ( 0,3 Mbep) et KGM (2,1 Mbep) cédée en 2006.


9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse de l’évolution de l’activité du Groupe

La production combinée d’hydrocarbures à 42,4 Mbep en 2007contre 45,2 Mbep en 2006 est en recul de 2,8 Mbep. A périmètreconstant (hors cession de KGM en 2006, soit 2,1 Mbep etintégration d’Enerci en 2007, soit 0,6 Mbep), la production est enlégère baisse de – 1,3 Mbep, soit environ -3 %.

Elle s’explique par la diminution de la production auRoyaume-Uni (-1,4 Mbep), aux Pays-Bas (-0,4 Mbep) et enAllemagne (-0,3 Mbep) partiellement compensée parl’augmentation de la production en Norvège (+0,8 Mbep).

9.2.3.2 Réserves d’hydrocarbures

(Mbep) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Réserves prouvées et probables 666,9 626,8 697,2

dont gaz naturel 492,5 488,0 516,5

dont hydrocarbures liquides 174,4 138,8 180,7

Quote-part des réserves prouvées et probables des sociétés mises en équivalence - 58,5 55,7

Total 666,9 685,3 752,9

Au 31 décembre 2007, les réserves prouvées et probablesd’hydrocarbures liquides et de gaz naturel de Gaz de Frances’élèvent à 666,9 Mbep contre 685,3 Mbep en 2006 (y compris laquote-part des réserves des filiales mises en équivalence), soitune diminution de 2,7 %. Cette diminution des réserves est due àla production de la période (-42,4 Mbep) partiellementcompensée par les découvertes, extensions, acquisitions netteset révisions de réserves réalisées en 2007 (+24,0 Mbep).

Le taux de renouvellement(*) des réserves prouvées et probablesdu Groupe pour la période 2005-2007 s’établit à +78 % contre+112 % pour la période 2004-2006. La diminution s’explique parla baisse des acquisitions de réserves sur la période concernée.

A titre d’information, la part de Gaz de France dans les réservesbrutes 2P des champs dont il est partenaire (« working interestreserves ») s’élève à fin 2007 à 696 millions de Bep.

9.2.3.3 Ventes de gaz naturel

9.2.3.3.1 Ventes de gaz naturel consolidées du Groupe Gaz de France

Ventes de gaz consolidéespar les segments du Groupe Gaz de France (1)

(TWh) 2007 2006 2005

Ventes par le segment Achat – Vente d’Energie 609 636 645

Ventes par le segment Transport Distribution International 131 129 110

Ventes par le segment Exploration – Production 56 53 42

Eliminations des ventes inter-segments - 66 - 56 - 48

Total Groupe 730 762 749

(1) Y compris la quote-part du Groupe Gaz de France dans les ventes d’énergie réalisées par les sociétés consolidées par intégration proportionnelle.

(*) Le taux de renouvellement des réserves d’une période donnée est défini comme le rapport des additions de la période (découvertes, acquisitions nettes et révisions de réserves) sur laproduction de la période


EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse de l’évolution de l’activité du Groupe 9

9.2.3.3.2 Ventes de gaz naturel par le segment Achat – Vente d’Énergie

Vente par le segment Achat-Vente d’Énergie(en TWh) 2007 2006 Var. (%) 2005

En France

Résidentiel individuel 125 133 - 6,0 % 139

Clientèle d’affaires 164 179 - 8,4 % 189

Grands clients industriels et commerciaux 87 100 - 13,0 % 115

Autres clients 26 28 - 7,1 % 26

Total France 402 440 - 8,6 % 469

En Europe

Grands clients industriels et commerciaux 116 114 + 1,8 % 101

Autres clients 12 10 + 20,0 % 10

Total Europe 128 124 + 3,2 % 111

Ventes court terme 79 72 + 9,7 % 65

Total segment Achat – Vente d’Énergie 609 636 - 4,2 % 645

Nota : reclassement dans le segment Transport-DistributionInternational des ventes aux clients finaux UK et Hongrie etremplacement par les volumes d’approvisionnement des filialesde ces pays : correction 2006 de 641 TWh à 636 TWh.

En 2007, les ventes de gaz naturel du segment s’élèvent à609 TWh. Elles diminuent de 27 TWh par rapport à 2006 du faitnotamment des conditions climatiques.

Les ventes aux clients particuliers en France s’élèvent à125 TWh contre 133 TWh en 2006. A climat moyen, elles sontstables.

Depuis le 1er juillet 2007, plus de 77 000 clients ont souscrit auxoffres de marché gaz du Groupe.

Les ventes à la clientèle d’affaires et aux grands comptes enFrance s’établissent à 251 TWh en 2007. Hors effet climat, cesventes diminuent de 20 TWh par rapport à 2006.

En Europe, les ventes sur ces mêmes segments de clientèlesont en légère progression à 116 TWh.

Enfin, les ventes court terme et autres ventes progressent de7 TWh pour s’établir à 117 TWh.

Le tableau ci-dessous présente par pays la pénétration du Groupe sur le marché des grands clients industriels et commerciaux enEurope.

En TWh 2007 2006 2005

Royaume-Uni 34,3 31,3 30,7

Belgique et Luxembourg 20,7 25,4 21,2

Pays-Bas 20,8 21,0 20,2

Italie 22,2 21,0 16,9

Espagne 5,1 6,2 5,2


Hongrie 3,0 0,3 -

Total 115,6 113,9 100,9


9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse de l’évolution de l’activité du Groupe

9.2.3.4 Ventes d’électricité du segment Achat – Vente d’Énergie

Ventes d’électricité du Groupe Gaz de France

Ventes d’électricité consolidées par les segments du Groupe Gaz de France * (TWh) 2007 2006 2005

Ventes par le segment Achat – Vente d’Énergie 17,6 15,2 17,3

Ventes par le segment Transport Distribution International 14,9 16,3 14,1

Eliminations des ventes inter-segments (10,2) (10,9) (13,2)

TOTAL GROUPE 22,3 20,6 18,2

(*) Y compris la quote-part du Groupe Gaz de France dans les ventes d’énergie réalisées par les sociétés consolidées par intégration proportionnelle.

Les ventes d’électricité du segment s’élèvent à 17,6 TWh surl’année 2007, en hausse de 16 % par rapport à l’annéeprécédente.

Depuis le 1er juillet 2007, le Groupe a conquis près de 46 500nouveaux clients particuliers en électricité, soit plus de 80 % desclients ayant choisi de changer de fournisseur.

9.3 Analyse des performances opérationnelles du Groupe

9.3.1 Contribution des pôles à l’excédent brut opérationnel (2)

et au résultat opérationnel (3) du Groupe

(En millions d’euros )

2007 2006 Var. (%)

EBO RO EBO RO EBO RO

Pôle Fourniture d’Énergie et de Services

Exploration – Production 1 127 755 1 270 935 - 11 % - 19 %

Achat – Vente d’Énergie 1 075 940 529 443 103 % 112 %

Services 129 82 117 71 10 % 15 %


Transport – Stockage 1 534 1 185 1 357 1 013 13 % 17 %

Distribution France 1 291 552 1 412 726 - 9 % - 24 %

Transport/Distribution International 491 381 498 348 - 1 % 9 %

Autres et non alloué 19 - 21 - 34 72

Total Groupe 5 666 3 874 5 149 3 608 10 % 7 %

(2) EBO : excédent brut opérationnel (avant dépenses de renouvellement et paiement en actions).(3) RO : résultat opérationnel.

Dans le contexte décrit au paragraphe 9 ci-dessus, le Groupedépasse son objectif financier 2007 en enregistrant un excédentbrut opérationnel de 5 666 millions d’euros contre 5 149 millionsd’euros en 2006, en progression de 10 %.

Le segment Exploration-Production poursuit sa contributionmajeure au résultat du Groupe, le segment Achat Vented’Energie bénéficie d’une bonne performance de ses activités deventes ainsi que de la compétitivité de ses approvisionnements,le segment Services poursuit la progression de sa rentabilitéopérationnelle, le segment Transport-Stockage enregistre desperformances exceptionnelles, le segment Distribution Franceconnaît une année difficile en raison des conditions climatiqueset le segment Transport Distribution International consolide sesrésultats à un niveau élevé.

9.3.1.1 Exploration – Production

L’excédent brut opérationnel du segment Exploration-Production s’élève à 1 127 millions d’euros en 2007 contre 1 270millions d’euros en 2006. Cette évolution provient :

• de la forte baisse des prix du gaz naturel au NBP (RoyaumeUni) soit – 42 % en €/MWh en moyenne entre 2006 et 2007,alors que le brent est pratiquement stable d’une année surl’autre (+ 2 % en €/bep) ;

• d’une légère contraction de la production (- 3 % à périmètreconstant) par rapport à 2006. L’accélération de la production àcompter du dernier trimestre, avec la mise en service de


EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse des performances opérationnelles du Groupe 9

nouveaux champs en Norvège, au Royaume-Uni et aux Pays-Bas, aura ses pleins effets en 2008 avec une production prochede 50 Mbep ;

• et de la poursuite de l’augmentation des coûts dansl’ensemble du secteur.

Les dépenses d’exploration (y compris exploration constatée encharges) atteignent 151 millions d’euros contre 143 millionsd’euros en 2006.

L’année 2007 a été marquée par huit succès sur treize puitsforés.

Les découvertes ont été réalisées en Norvège (4), aux Pays-Bas(2) au Royaume-Uni (1) et en Côte d’Ivoire (1).

L’année 2006 avait été marquée par huit succès sur quinze puitsforés. Les découvertes avaient été réalisées au Royaume-Uni (3),en Norvège (3), en Allemagne (1) et en Mauritanie (1).

Le résultat opérationnel, à 755 millions d’euros contre 935millions d’euros en 2006 est en recul de 19% et de 25% àpérimètre constant. Cette diminution résulte essentiellementde la baisse de l’excédent brut opérationnel et de l’augmentationdes amortissements compte tenu de la mise en servicede nouveaux gisements et des révisions de réserves à fin 2006 etfin 2007.

9.3.1.2 Achat-Vente d’Énergie

L’excédent brut opérationnel du segment Achat-Vented’Energie double par rapport à 2006 pour atteindre 1 075millions d’euros en 2007.

La bonne performance de ce segment en 2007, en dépit d’unrecul de 15 TWh des ventes sous l’effet du climat, s’expliquepar :

• le redressement des résultats commerciaux : malgré le geldes tarifs administrés de vente de gaz naturel, Gaz de France arépercuté en 2007 ses coûts d’approvisionnement. Lesactivités de vente de gaz aux tarifs administrés contribuentpositivement aux résultats du Groupe en 2007 (+ 84 millionsd’euros) alors qu’elles étaient très fortement déficitaires en2006 (- 511 millions d’euros) ;

• des conditions de marché favorables en fin d’année qui ontnotamment permis de tirer pleinement profit de notreportefeuille de GNL. Au quatrième trimestre, les opérationsd’arbitrage ont porté sur 12 cargaisons de GNL pour unvolume total de 9 TWh.

Le résultat opérationnel suit la même progression quel’excédent brut opérationnel et passe de 443 millions d’euros en2006 à 939 millions d’euros au titre de 2007.

9.3.1.3 Services

L’excédent brut opérationnel du segment Services s’élève à129 millions d’euros en 2007 contre 117 millions d’euros pour2006. La hausse de 10 % (+ 6 % à périmètre constant) résulte del’amélioration de la rentabilité opérationnelle en France, enItalie et au Royaume-Uni. La rentabilité de ces activités estcomparable à celle des principaux opérateurs du secteur.

Le résultat opérationnel s’établit à 82 millions d’euros sur 2007contre 71 millions d’euros pour 2006, en ligne avec laprogression de l’excédent brut opérationnel.

9.3.1.4 Transport – Stockage

L’excédent brut opérationnel du segment Transport-Stockages’élève à 1 534 millions d’euros en 2007 contre 1 357 millionsd’euros pour 2006, en hausse de 13 %.

Hors éléments non récurrents, cette progression est de 4 %.Elle s’explique par le dynamisme des activités de stockage tiréespar l’évolution des prix et par le succès des ventes aux enchèresde capacités de stockage. Cette progression résulte égalementde la hausse des souscriptions sur les réseaux de transport.

Le résultat opérationnel passe de 1 013 millions d’euros en2006 à 1 185 millions d’euros en 2007, soit une augmentation de17%.

9.3.1.5 Distribution France

L’excédent brut opérationnel du segment Distribution Frances’élève à 1 291 millions d’euros pour 2007 contre 1 412 millionsd’euros en 2006.

A climat moyen, l’excédent brut opérationnel du segment est enretrait limité de 3 % du fait des coûts liés à l’ouverture desmarchés.

En 2007, Gaz de France a achevé deux programmes importants :

• la conquête de nouveaux clients chauffage : depuis lelancement du programme « un million de nouveaux clientschauffage », plus de 980 000 nouveaux clients ont été conquis ;

• la résorption des fontes grises : conformément auxengagements du Groupe, le stock de canalisations en fontesgrises est désormais intégralement résorbé.

Le résultat opérationnel passe de 726 millions d’euros en 2006 à552 millions d’euros en 2007. Outre la variation de l’excédent brutopérationnel, cette variation s’explique principalement par uneffet actualisation positif et par un effet négatif lié àl’augmentation des dotations à la provision pour renouvellement.


9EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse des performances opérationnelles du Groupe

9.3.1.6 Transport Distribution International

L’excédent brut opérationnel du segment TransportDistribution International, après une année 2006 de très fortecroissance, se stabilise à 491 millions d’euros en 2007 contre498 millions d’euros en 2006. Hors effets climatiques, l’excédentbrut opérationnel progresse de 29 millions d’eurosessentiellement sous l’effet de l’amélioration des marges decommercialisation dans la plupart des pays européens.

Le résultat opérationnel est en hausse à 381 millions d’eurosen 2007 contre 348 millions en 2006, en lien avec la réévaluationde la durée de vie des actifs en Slovaquie.

9.3.2 Analyse du bas de compte de résultat consolidé



Résultat opérationnel 3 874 3 608 2 821

Résultat financier (310) (357) (438)

Quote-part du résultat net des Sociétés mises en équivalence 99 176 189

Résultat avant impôt 3 663 3 427 2 572

Impôt (1 153) (1 104) (794)

Résultat net consolidé

Part du Groupe 2 472 2 298 1 782

Intérêts minoritaires 38 25 (4)

Le résultat financier du Groupe s’améliore à – 310 millionsd’euros en 2007 contre – 357 millions d’euros en 2006. Cetteévolution résulte :

• d’une part de l’augmentation du coût de l’endettementfinancier net en 2007 qui s’établit à 170 millions d’euros, enaugmentation de 47 millions d’euros par rapport à 2006. Cetteévolution provient, pour l’essentiel, de coûts non récurrentsassociés notamment à la restructuration de la dette d’AESEnergia ;

• d’autre part de la baisse des autres produits et chargesfinanciers qui représentent une charge nette de 140 millionsd’euros, contre 234 millions d’euros en 2006.

La quote-part du résultat des Sociétés mises en équivalence

enregistre une baisse, à 99 millions d’euros contre 176 millionsd’euros en 2006. en raison principalement de la consolidationpar intégration proportionnelle d’EFOG depuis le 1er février2007.

La charge d’impôt en 2007 s’élève à 1 153 millions d’euroscontre 1 104 millions d’euros en 2006. Le taux effectif d’impôtdiminue à 32,4 % contre 34,0 % pour 2006 du fait d’un impactnon récurrent lié à la baisse du taux d’imposition en Allemagne.

Le résultat net consolidé – part du Groupe s’élève en 2007 à2 472 millions d’euros en hausse de 7,6 % par rapport à 2006.

9.3.3 ROE, ROCE

(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Résultat net part du Groupe 2 472 2 298 1 782

Capitaux propres part du Groupe 17 953 16 197 14 484

ROE (en %) 13,8 % 14,2 % 12,3 %


EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DURESULTATAnalyse des performances opérationnelles du Groupe 9

Le ROCE, selon la définition retenue conjointement avec Suez,est calculé comme étant le rapport entre le résultatopérationnel net après impôt et les capitaux employés. Lerésultat opérationnel net après impôt utilisé dans le calculci-dessous (Net Operating Profit After Tax – NOPAT) est égal aurésultat opérationnel après déduction des résultats de cessiondes actifs incorporels, corporels et des filiales, des

dépréciations d’actifs (impairment), des gains et pertes latentssur instruments financiers, des charges de restructuration, etauxquels sont ajoutés tous les autres produits et charges liésaux capitaux employés (dividendes des sociétés non consolidées,résultats de sociétés mises en équivalence, autres éléments durésultat financier) et après impôt applicable à tous ceséléments.


Résultat net consolidé du Groupe 2 510 2 323 1 778

Coût de l’endettement financier net 170 123 202

Gains et pertes latents sur instruments financiers à caractère opérationnel 87 30 44

Résultat de cession des immobilisations incorporelles, corporelles et filiales - 64 - 219 - 1

Dépréciation d’actifs (Impairment) 14 48 - 27

Charges de restructuration 2 19

Plus-ou moins-values sur actifs financiers 2 - 113 - 81

Ecarts d’acquisition négatifs - 4 - 44

Impôts courants et différés exclus du NOPAT (4) - 183 - 22 - 114

Total des ajustements 24 - 134 - 21

Résultat opérationnel net après impôt (NOPAT ) 2 534 2 189 1 757

Capitaux propres part du Groupe 17 953 16 197 14 484

Intérêts minoritaires 548 466 298

Endettement financier net hors effet des instruments financiers 2 734 3 472 2 970

Instruments financiers courants et non courants – actif (5) - 2 712 - 2 345 - 1 783

Instruments financiers courants et non courants – passif (6) 2 614 2 297 1 854

Retraitements sur le Besoin en fonds de roulement (7) - 108 - 586 - 362

Total des ajustements 3 076 3 304 2 977

Capitaux employés 21 029 19 501 17 461

ROCE (en %) 12,1 % 11,2 % 10,1 %

(4) Différence entre la charge d’impôt totale du Groupe et la charge d’impôt normative calculée à partir des taux statutaires par pays pour les besoins du ROCE ; l’impact du changement de tauxd’imposition en Allemagne sur 2007 représente 82 millions d’euros.

(5) dont engagements fermes couverts pour 3 millions d’euros en 2006.(6) dont engagements fermes couverts pour 74 millions d’euros en 2007, 100 millions d’euros en 2006 et 53 millions d’euros en 2005.(7) dont appels de marge pour 86 millions d’euros en 2007, 533 millions d’euros en 2006 et 341 millions d’euros en 2005.



10 TRESORERIE ET CAPITAUX

10.1 CAPITAUX PROPRES DE L’ÉMETTEUR P.129

10.2 DESCRIPTION, SOURCE ET MONTANT DES FLUXDE TRÉSORERIE p.12910.2.1 FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS

OPÉRATIONNELLES p.13010.2.2 FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS

D’INVESTISSEMENT p.13010.2.3 FLUX ISSUS DU FINANCEMENT p.130

10.3 CONDITIONS D’EMPRUNT ET STRUCTURE DEFINANCEMENT P.131

10.3.1 STRUCTURE DE L’ENDETTEMENT p.131

10.3.2 PRINCIPALES OPÉRATIONS DEFINANCEMENT EN 2007 p.132

10.3.3 NOTATIONS DU GROUPE p.132

10.4 RESTRICTION À L’UTILISATION DES CAPITAUX P.132

10.5 SOURCES DE FINANCEMENT ATTENDUES POURHONORER LES ENGAGEMENTS P.133

10.5.1 ENGAGEMENTS DE RETRAITES ET AUTRESAVANTAGES p.133

10.5.2 ENGAGEMENTS CONTRACTUELS p.13310.5.3 SOURCES DE FINANCEMENTS ATTENDUES p.133

Politique de financement et de gestion de trésorerie du Groupe :

Le Groupe privilégie la centralisation des besoins definancement et des excédents de trésorerie de ses filialescontrôlées, afin :

• d’optimiser la liquidité du Groupe,

• de réduire le coût moyen de financement du Groupe,

• de limiter l’octroi de garanties sur les dettes de ses filiales.

10.1 Capitaux propres de l’émetteurAu 31 décembre 2007, le capital social est composé de 983 871 988 actions. La valeur nominale d’une action est de 1 euro.

Evolution des capitaux propres – part du Groupe sur les 3 derniers exercices :


Capitaux propres – part du Groupe 17 953 16 197 14 484

Pour plus de détails, voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au 31 décembre 2007 en normes IFRS » – le Tableau de variationdes Capitaux propres.

10.2 Description, source et montant des flux de trésorerie(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Cash flow opérationnel avant dépenses de renouvellement,variation du besoin en fonds de roulement et impôt 5 904 5 118 4 254

Impôt payé - 1 111 - 1 348 - 562

Dépenses de renouvellement des ouvrages du domaine concédé - 247 - 294 - 255

Variation du Besoin en fonds de roulement opérationnel 232 - 410 - 649

Flux nets des activités opérationnelles 4 778 3 066 2 788

Flux nets des Investissements - 2 623 - 2 174 - 2 110

Flux nets des Financements - 1 403 - 566 299

Variation de change, de méthodes et divers - 25 10

Variation de trésorerie 752 351 987


10 TRESORERIE ET CAPITAUXDescription, source et montant des flux de trésorerie

10.2.1 Flux issus des activités opérationnelles

Le cash flow opérationnel avant impôt, dépenses derenouvellement et variation du besoin en fonds de roulements’établit à 5 904 millions d’euros en 2007, contre 5 118 millionsd’euros en 2006.

Le besoin en fonds de roulement est en diminution de232 millions d’euros en 2007 malgré le climat froid au derniertrimestre.

Au total, les activités opérationnelles génèrent une trésoreriepositive en 2007 de 4 778 millions d’euros.

10.2.2 Flux issus des activités d’investissement

Les investissements totaux (y compris dépenses derenouvellement) s’élèvent à 3 309 millions d’euros pour 2007 :

• Les investissements d’équipement sont en progression de 8 %à 2 869 millions d’euros tirés principalement par les activitésde Transport-Stockage (+ 27 %) et d’exploration-production (+11 %), dont 59 millions d’euros de dépenses d’explorationpassés en charge, 247 millions d’euros de dépenses derenouvellement, et 11 millions d’euros d’investissementsfinancés en crédit-bail ;

• Les autres investissements s’établissent à 440 millionsd’euros, dont 275 millions d’euros de croissance externe.

Les produits de cession d’actifs s’élèvent à 196 millions d’euros.Ils comprennent essentiellement des cessions d’actifs dusegment Exploration-Production (champs Cavendish), dusegment Services (cession d’ADF), des cessions immobilières etla cession d’un fonds de commerce en Italie.


Investissements d’équipement (1)

Transport – Stockage 796 629 451

Distribution France 724 787 793

Transport – Distribution International 184 168 122

Exploration – Production 689 622 533

Achat-Vente d’Énergie 391 382 76

Services 43 35 33

Autres 42 24 30

Total investissements d’équipement 2 869 2 647 2 038

Investissements financiers (2) 165 519 226

Total hors croissance externe 3 034 3 166 2 264

Croissance externe 275 816 674

Total 3 309 3 982 2 938

(1) Investissements d’équipements y compris dépenses de renouvellement, dépenses d’exploration et investissements financés par crédit-bail.(2) Investissements financiers après reclassement (en 2006) des appels de marge Gaselys en BFR.

Pour plus de détail, voir paragraphe 5.2 – « Investissements ».

10.2.3 Flux issus du financement

Les activités de financement présentent un décaissement de1 403 millions d’euros en 2007 contre un décaissement de566 millions d’euros en 2006.

En 2007, les flux de trésorerie des activités de financementcorrespondent principalement aux dividendes versés pour1 095 millions d’euros, aux remboursements d’emprunts à

hauteur de 1 132 millions d’euros et aux souscriptions denouveaux emprunts pour 903 millions d’euros.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 21 etTableaux de Flux de Trésorerie Consolidés ».


TRESORERIE ET CAPITAUXConditions d’emprunt et structure de financement 10

10.3 Conditions d’emprunt et structure de financement

10.3.1 Structure de l’endettement


Dette financière brute (avant effet des couvertures) 5 945 6 028 5 112

Trésorerie - 3 211 - 2 556 - 2 142

Endettement financier net (Avant effet des couvertures) 2 734 3 472 2 970

Analyse de la dette financière brute (avant effet des couvertures)

Au 31 décembre 2007, la dette financière brute avant effet descouvertures s’élève à 5 945 millions d’euros. Elle comprend :

• 2 004 millions d’euros d’emprunts obligataires,

• 1 310 millions d’euros d’emprunts bancaires,

• 818 millions d’euros de crédits-bails,

• 624 millions d’euros de titres participatifs (3),

• 665 millions d’euros de découverts bancaires,

• 200 millions d’euros de billets de trésorerie,

• 324 millions d’euros d’autres dettes financières.

Le Groupe dispose également d’une ligne de crédit syndiquéemultidevises de 3 000 millions d’euros à échéance février 2012qui a pour objet de financer les besoins généraux du Groupe etde servir de support aux programmes de financement courtterme. Cette facilité n’est pas utilisée au 31 décembre 2007.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 20.1.2 ».

La ventilation long terme / court terme de la dette financièrebrute (avant effet des couvertures) est de 77 % (4 590 millionsd’euros) / 23 % (1 355 millions d’euros).

La part à taux fixe de la dette brute s’établit à 47 % (70 % aprèscouverture) et la part à taux variable est de 53% (30 % aprèscouverture).

Au 31 décembre 2007, 94 % de la dette brute sont libellés en

euro, et 6 % en autres devises (dollar américain, livre sterling,yen et autres) contre respectivement 93 % et 7 % au31 décembre 2006.

Pour ces trois derniers points, voir paragraphe20.1.1.1. – « Comptes consolidés au 31 décembre 2007 ennormes IFRS / Annexes / Notes 20.1.3 et 20.1.4 ».

L’endettement brut est principalement porté par la maison-mère.

Voir paragraphe 4.1 – « Principaux risques ».

Analyse de l’endettement net et du ratio d’endettement

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Endettement financier net (Avant effet des couvertures) 2 734 3 472 2 970


Ratio d’endettement 15 % 21 % 20 %

Au 31 décembre 2007, l’endettement financier net (hors effet desinstruments financiers) du Groupe s’établit à 2 734 millionsd’euros contre 3 472 millions d’euros au 31 décembre 2006, soitune réduction de 738 millions d’euros.

Le ratio « Endettement net sur fonds propres » ressort à 15 %contre 21 % à fin 2006.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 18.5.1 »

(3) Conformément aux normes IAS 32-39, les titres participatifs sont classés en dettes.


10 TRESORERIE ET CAPITAUXConditions d’emprunt et structure de financement

10.3.2 Principales opérations de financement en 2007

Aucune opération significative de financement n’a été réalisée au cours de l’année 2007.

10.3.3 Notations du Groupe

Au 31 décembre 2007, les notations des agences de rating sont les suivantes :

Dette court terme Dette long terme

Moody’s P-1 Aa1 (3)

Standard & Poor’s A-1+ AA- (3)

(3) Le 27 février 2006, à la suite de l’annonce du projet de fusion entre Gaz de France et Suez, Standard & Poor’s et Moody’s ont placé les notes de Gaz de France sous surveillance avecperspective négative.

L’agence Fitch, qui note Gaz de France de manière nonsollicitée, a attribué une notation AA à la dette senior long termede l’entreprise. Une amélioration de la notation de la dette longterme senior de Gaz de France de AA à AA+ a été enregistrée le

16 février 2006, suite à un changement de la méthode denotation de l’agence pour les entreprises du secteur de l’énergieet des services aux collectivités. Le 6 mars 2006, Fitch aannoncé la mise sous surveillance «évolutive» de cette note.

10.4 Restriction à l’utilisation des capitauxCertains emprunts contractés par des filiales du Groupe peuventcomporter des garanties, et des clauses imposant le respect decertains ratios. Au 31 décembre 2007, le Groupe respecte lesdispositions desdites clauses.

Le tableau suivant présente les principaux engagements suremprunts bancaires au 31 décembre 2007 :

(en millions d’euros) Total

Gaz de France SA (a) 99

AES Energia Cartagena (b) 629

Energia Mayakan (c) 102

Distrigaz Sud (d) 80

Groupe Gasag (e) 61

Autres dettes (montants unitaires < 50 millions d’euros) 339

Emprunts bancaires 1 310

(a) Gaz de France SA

Les emprunts bancaires de Gaz de France SA ne comportent pas de covenants financiers. Par ailleurs, Gaz de France SA dispose d’uncrédit syndiqué de 3 milliards d’euros non tiré au 31 décembre 2007 qui ne comporte pas non plus de covenants.

(b) AES Energia Cartagena

Cet emprunt amortissable qui arrive à échéance en juin 2027 est destiné à financer la construction d’une centrale électrique en Espagnepour laquelle Gaz de France est titulaire d’un contrat de tolling. Il comporte des covenants classiques en matière de financements deprojets mais il est sans recours sur les actionnaires de la société dans laquelle Gaz de France détient une participation minoritaire de26.2 %.

(c) Energia Mayakan

Cet emprunt amortissable à échéance novembre 2014 est destiné à financer la construction d’un pipeline de gaz naturel au Mexique.Il comporte des covenants classiques en matière de financements de projets.

(d) Distrigaz Sud

Il s’agit de plusieurs lignes de crédit à taux variable à échéance 2008 et 2014.Ces emprunts comportent un ratio de dettes bancaires / EBITDA maximum.

(e) Gasag

Ces emprunts comprennent notamment pour 32 millions d’euros la part contributive d’un placement privé de 100 millions d’euros émisen novembre 2007 à échéance 2022 qui comporte des ratios financiers.


TRESORERIE ET CAPITAUXSources de financement attendues pour honorer les engagements 10

10.5 Sources de financement attendues pour honorer les engagements

10.5.1 Engagements de retraites et autres avantages

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au 31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 17 ».

10.5.2 Engagements contractuels

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au 31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 20 ».

10.5.3 Sources de financement attendues

Gaz de France dispose d’une ligne de crédit syndiquée de 3 000millions d’euros à échéance février 2012 non tirée au31 décembre 2007. Le Groupe dispose également deprogrammes de financement court terme via un programme debillets de trésorerie de 1,25 milliard d’euros et via unprogramme global d’Euro Commercial Paper et

d’US Commercial Paper de 1 milliard de dollars américains. Au31 décembre 2007, seul le programme de billets de trésorerieétait utilisé à hauteur de 200 millions d’euros.

Voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptes consolidés au31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes / Note 20 ».



11 RECHERCHE ET DEVELOPPEMENT, PROPRIETEINTELLECTUELLE

11.1 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT P.135 11.2 PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE P.137

11.1 Recherche et DéveloppementLa Recherche et Développement de Gaz de France a pourvocation de fournir au Groupe des avantages compétitifscréateurs de valeur et d’éclairer sa stratégie face aux enjeuxénergétiques et aux choix technologiques d’aujourd’hui et dedemain.

Elle regroupe des compétences en recherche et développementsur la filière gazière, mais aussi sur l’électricité et les énergiesrenouvelables. La place croissante de l’énergie dans le paysageéconomique l’amène également à intégrer des compétences enéconomie, finance, prospective et mathématiques.

En 2007, les dépenses brutes de Recherche et Développementde Gaz de France se sont élevées à environ 86 millions d’eurosdont 76% sont consacrées aux projets de développementdurable. Elles sont exposées dans le cadre d’un contrat triennalde recherche qui couvre la période 2005-2007.

Les principaux thèmes de Recherche etDéveloppement

Ils couvrent la totalité de la chaîne du gaz et sont orientés autourde quatre grandes priorités :

• Un flux d’innovations produits ou services différenciateurs

pour la mise au point d’avantages compétitifs. Il s’agit decontribuer à positionner la gamme des offres de Gaz deFrance, en regard de la chaîne énergétique qui les conditionneet des usages qui en découlent, comme solution la plusfavorable pour chaque segment de clients. Les programmesde recherche concernent notamment la mise au point d’offresgaz/multi-services et gaz/électricité, la performance desprocédés de combustion, la mise au point de nouveauxservices notamment pour les plates formes industrielles,l’offre carburant gaz naturel.

En 2007, la Recherche et Développement a travaillé à laconception d’un bâtiment bioclimatique ainsi qu’à dessystèmes de chauffage au gaz naturel performants et de leurcouplage aux énergies renouvelables, solution dont lacombinaison permet de répondre aux évolutions prochaines dela politique énergétique française annoncée par le Grenelle del’Environnement.

Dans le domaine du GNL, après avoir fait qualifier un systèmede déchargement de GNL par flexible, la Recherche etDéveloppement s’implique dans la mise au point d’unités deliquéfaction sur barge en pleine mer. Ces nouvellesinstallations devraient permettre de faciliter l’exploitation deschamps gaziers offshore, souvent très éloignés des côtes.

• La performance économique et la création de valeur, tantpour Gaz de France que pour ses clients. Il s’agit d’accroître laperformance économique des opérations par la réduction descoûts de construction, d’exploitation et de maintenance ainsique de l’impact environnemental des installations.L’augmentation de la performance économique passeégalement par une meilleure maîtrise de la consommationd’énergie et par une optimisation constante de la gestion desactifs physiques ou contractuels. Les chercheurs de Gaz deFrance travaillent également sur les questions relatives auxmesures, contrôles et spécifications des caractéristiques dugaz.

En 2007, la Recherche et Développement est venue en soutienaux industriels en proposant notamment à des industriels duverre, de la métallurgie et de l’automobile des offres dediagnostics énergétiques et des études de faisabilité sur dessolutions innovantes de maîtrise de la demande d’énergie.

• La sécurité sur chaque maillon de la chaîne gazière : il s’agitd’un domaine de recherche auquel Gaz de France consacre demanière permanente une part importante de ses efforts.L’obligation de veiller à la sécurité des biens et des personnesest depuis toujours considérée par le Groupe comme lapremière condition de l’exercice de son activité ; c’estpourquoi, les programmes de recherche intègrent tous cetteexigence de sécurité accrue. L’objectif est de développer denouvelles technologies ou d’améliorer des technologiesexistantes tant dans le domaine de la sécurité industrielle quede la sécurité des installations intérieures et de la qualité del’air intérieur. A ce titre, Gaz de France est membre fondateurde la chaire de sécurité industrielle de l’Ecole des Mines deParis.

En 2007, la Recherche et Développement invente une nouvelletechnologie de sécurisation des branchements existants : encas de fuite sur le branchement, le débit du gaz naturel estautomatiquement stoppé. 5 brevets protègent cette premièremondiale.

• L’anticipation et la préparation de l’avenir dans une

perspective de développement durable. La Recherche etDéveloppement contribue à positionner le Groupe sur desproblématiques et des visions de long terme : établissementde scénarios énergétiques et préparation des nouvellesapproches correspondantes, développement des énergiesrenouvelables (solaire, biomasse…), maîtrise de l’énergie,bâtiment du futur, économie de l’hydrogène, pile àcombustible, captage et stockage du CO2. Le Groupe participeactivement et depuis plusieurs années à des programmes derecherche nationaux et internationaux sur le captage et lestockage du CO2.


11RECHERCHE ET DEVELOPPEMENT,PROPRIETE INTELLECTUELLERecherche et Développement

En 2007, Gaz de France a signé avec le groupe Vattenfall unaccord important pour tester les conditions d’injection du CO2

dans un gisement épuisé de gaz naturel à Altmark, enAllemagne. Le Groupe est également très impliqué dans leprojet européen CASTOR (CO2 from CApture to STORage),projet de recherche sur la centrale thermique d’Esbjerg(Danemark) pour le captage du CO2. Cette installation permetle captage d’une tonne de CO2 par heure, à partir des fuméesde combustion de la centrale.

Les partenariats

La Recherche et Développement de Gaz de France s’appuie surune démarche originale qui consiste à engager des partenariatsaussi souvent que possible avec tous les autres acteurs de lafilière gazière au sens large qu’il s’agisse des centresuniversitaires en amont ou des prescripteurs (bâtiment ettravaux publics, électroménager, automobile,...) ou encore desutilisateurs industriels (sidérurgie, industrie du verre, ...). Cespartenariats sont de plusieurs ordres :

• avec des structures universitaires, écoles ou laboratoires,faisant référence dans leurs domaines d’activité ; ce type departenariat vise à renforcer et compléter les compétencesdétenues en interne. Ce sont par exemple, le CORIA à Rouenpour sa compétence en combustion, la chaire du CIRAIG àMontréal pour le développement des nouvelles approchesd’utilisation des ACV (Analyses du Cycle de Vie), le Laboratoired’Hygiène de la Ville de Paris (LHVP) et l’université de Savoieen matière de qualité de l’air intérieur. Sur les enjeux demodélisation des prix, d’allocation des coûts, de modélisationde l’économie industrielle et du climat, des partenariats ontété noués avec le CIRANO de Montréal, l’Institut d’EconomieIndustrielle (IDEI) de l’université de Toulouse, le laboratoire deprobabilités et modèles aléatoires de l’Université Paris VI etl’Equipe probabilités et Statistiques de l’Université d’Orsay(risque climatique),

• avec des groupes de sociétés pétrogazières (PRCI, EPRG,GERG, CITEPH …). Ainsi les travaux menés dans le cadre de laparticipation au Pipeline Research Council International(PRCI), permettent de partager des problématiques communesavec celles des pétroliers et gaziers essentiellementaméricains et de rechercher des solutions capitalisant surl’expérience de plus de 50 sociétés. L’European PipelineResearch Group (EPRG), en Europe, permet également dedégager les synergies en matière de sujets de recherche.

• avec des institutionnels dans le secteur des bâtiments telsque le Centre Scientifique et Technique du Bâtiment (CSTB)afin de favoriser une approche systémique et l’intégration desolutions énergétiques gaz naturel dans les bâtiments dedemain, et avec le World Business Sustainable Development(WBCSD) pour développer le concept de parc de bâtiments àconsommation nette nulle et l’identification des facteurs clésde succès,

• avec des industriels en vue de co-développer des produits/services innovants sur les différents maillons de la chaînegazière.

La Recherche et Développement participe également aux projetsmis en œuvre dans le cadre du sixième Programme Cadre deRecherche et Développement (PCRD) de l’Union Européenne. Ace titre, elle coordonne le projet EU-DEEP pour ledéveloppement de la production décentralisée d’énergieregroupant une quarantaine de partenaires européens et, entant que membre de la plate-forme technologique européennesur l’hydrogène, elle contribue au projet Naturalhy du sixièmePCRD dont l’objectif est d’évaluer et d’approfondir les scénariosprobables d’évolution et de poursuivre les démonstrationstechnologiques sur l’hydrogène combustible et les piles àcombustibles. Par ailleurs, la Recherche et Développement aassuré en 2007 la présidence du Groupement Européen deRecherche Gazière (GERG) et l’animation de la task-force R&Dde l’International Gas Union (IGU).

En France, la Recherche et Développement s’implique fortementdans les programmes dont le but est la diminution desémissions de gaz à effet de serre (Fondation « BâtimentEnergie »), le développement des nouvelles technologies del’énergie (vecteur hydrogène, pile à combustible) dans le cadrede l’Agence Nationale de la Recherche ou encore ledéveloppement des énergies renouvelables, notamment autravers de son implication dans 3 pôles de compétitivité(TENERRDIS de la région Rhône Alpes, DERBI en LanguedocRoussillon et Ville et Mobilité Durable en Ile de France).

Les compétences

La Recherche et Développement de Gaz de France est pilotéepar la direction de la recherche qui regroupe 590 collaborateurssur deux centres : l’un situé à Saint-Denis (Seine-Saint-Denis,France) et l’autre à Alfortville (Val-de-Marne, France).

La pluridisciplinarité des compétences associe les métiers de lachaîne gazière, de l’offre électricité, d’expertises relevant desproblématiques de sécurité, de développement durable, demicro et de macro économie, de prospective, d’ergonomie, denouvelles technologies, ainsi que des questions d’usage desénergies et des services. Les programmes de recherche sontdéveloppés par des équipes intégrant le plus souvent denombreuses compétences transversales. Cette caractéristiquefait de la direction de la recherche un point d’entrée privilégiépour les jeunes ingénieurs au sein du Groupe.

La direction de la recherche met en œuvre un système degestion de la qualité de ses activités. Elle est certifiée ISO 9001pour ses activités d’essais industriels, accréditée COFRAC pourcelles de comptage et d’essais de matériels de réseaux et, enfin,certifiée ISO 14001 en matière d’environnement et de sécuritéindustrielle. En 2007, elle a obtenu la certification ISO 9001 pourla conduite de projets.

Elle conduit également des activités opérationnelles en synergieavec ses activités de Recherche et Développement dans ledomaine des systèmes d’information centrées sur l’innovation,la gestion de la connaissance, la propriété intellectuelle et lacoordination de la normalisation du Groupe. En 2007, elle aobtenu la certification ISO 9001 pour son activité infogérancebureautique.


RECHERCHE ET DEVELOPPEMENT,PROPRIETE INTELLECTUELLEPropriété intellectuelle 11

11.2 Propriété intellectuelleGaz de France est propriétaire de plus de 1 300 brevets et, dufait de ses activités de Recherche et Développement, en déposede nouveaux continuellement. Ainsi, 10 brevets français ont étédéposés en 2007. Le Groupe protège également tous lesrésultats concrets (notamment les prototypes) découlant de sesactivités de Recherche et Développement. Certains partenariatsgénèrent des résultats de recherche qui sont détenus encopropriété. Gaz de France concède aussi des licences à destiers sur des technologies développées en interne qui peuventêtre des produits, des procédés, des dossiers techniques ou deslogiciels.

En plus du logo de l’entreprise, l’image de Gaz de France sedécline sur plusieurs marques bannières porteuses de l’offrecommerciale. Ces marques, dont la communication est toujoursassociée à l’enseigne Gaz de France, sont notamment Dolce

Vita®, destinée aux particuliers ; Provalys®, pour lesprofessionnels, résidences collectives, PME-PMI et certainsclients tertiaires privés et publics ; Gaz de France energY®, pourles grands clients industriels et commerciaux ; et EnergiesCommunes® qui s’adresse aux collectivités territoriales. Dans ledomaine des marques, l’année 2007 a été consacrée à renforcerces marques bannières par plusieurs marques françaises liéesà des services telles que « Partenaire Dolcevita de Gaz deFrance », « Ma future Conso » ou encore « Formule liberté », età acquérir de nouvelles marques communautaires pourl’international.

Le portefeuille de noms de domaine s’est encore accru en 2007de 140 nouveaux noms de domaine assurant des liensspécifiques et directs avec l’internet et selon différentesextensions pays ou métier.



12 TENDANCES SUSCEPTIBLES D’INFLUER SUR LESPERSPECTIVES DE LA SOCIETE

12.1 OBJECTIFS FINANCIERS P.139

12.2 EVÉNEMENTS RÉCENTS P.139

12.3 PERSPECTIVES P.139

12.1 Objectifs financiersLe Groupe vise un excédent brut opérationnel de 6,1 milliardsd’euros en 2008. Cet objectif est en ligne avec celui fixé pour lapériode 2005-2008 d’une progression moyenne de 10 % par an.

Cet objectif suppose que les tarifs de vente du gaz naturel enFrance reflètent pleinement les coûts de fourniturecorrespondants. Il s’entend également à climat moyen et horsévolution significative des prix des produits pétroliers.

Le Groupe anticipe également une croissance de sesinvestissements qui devraient atteindre 4 milliards d’euros en 2008.

Enfin, Gaz de France poursuivra sa politique de rémunérationdynamique de ses actionnaires avec pour objectif un rendementattractif par rapport au secteur. La croissance du dividende paraction versé en 2009 sera comprise entre 10 % et 15 % parrapport à celui versé en 2008.

Les objectifs résumés ci-dessus sont fondés sur des données,hypothèses et estimations considérées comme raisonnables parGaz de France. Ces données, hypothèses et estimations sontsusceptibles d’évoluer ou d’être modifiées en raison desincertitudes liées notamment à l’environnement économique,financier, concurrentiel, réglementaire et climatique. En outre,la matérialisation de certains risques décrits au chapitre 4 duprésent document de référence enregistré aurait un impact surles activités du Groupe et sa capacité à réaliser ses objectifs.Par ailleurs, la réalisation des objectifs suppose le succès de lastratégie présentée au paragraphe 6.1.2 du présent documentde référence. Gaz de France ne prend donc aucun engagementni ne donne aucune garantie sur la réalisation des objectifs et nes’engage pas à publier ou communiquer d’éventuels rectificatifsou mises à jour de ces éléments à l’exception de ce qui estrequis par les lois et règlements applicables.

12.2 Evénements récentsEvolutions réglementaires

Sur les évolutions des conditions réglementaires susceptiblesd’influer sur les activités du Groupe, tant au niveau français quecommunautaire, voir Chapitre 4.1.3 « Risques liés audéveloppement du Groupe ».

La Commission européenne a également ouvert en juillet 2007une procédure à l’encontre de Gaz de France concernant unpartage de marché présumé concernant notamment deslivraisons de gaz naturel via le gazoduc Megal.

12.3 PerspectivesProjet de fusion entre Gaz de France et Suez

Le conseil d’administration de Gaz de France, réuni le 26 février2006, ainsi que celui de Suez, réuni le 25 février 2006, ontapprouvé le projet de fusion amicale entre les deux groupes ; lesconseils d’administration de Gaz de France et de Suez se sontréunis à nouveau le 2 septembre 2007 et ont approuvé lesnouvelles orientations du projet de rapprochement incluantl’apport-distribution de 65 % des activités du pôle Environnementde Suez tel que décrit ci-dessous et ont décidé de la poursuitedes discussions en vue d’en finaliser les modalités précises.

Préalablement à la fusion, il sera procédé à la filialisation desactivités du pôle Environnement de Suez suivie de la distributionpar Suez à ses actionnaires de 65 % des actions de Suez

Environnement Company dont les actions serontconcomitamment admises aux négociations sur l’Eurolistd’Euronext.

A l’issue de l’opération, GDF SUEZ détiendra de manière stableenviron 35 % de Suez Environnement Company et participera àun pacte d’actionnaires conclu avec certains des principauxactionnaires actuels de Suez et destiné à assurer la stabilité del’actionnariat de Suez Environnement Company.

L’opération projetée s’inscrit dans un contexte de mutationprofonde et accélérée du secteur énergétique en Europe :(i) renforcement des enjeux géostratégiques liés à la sécuritédes approvisionnements énergétiques européens ; (ii) hausse,combinée à une forte instabilité, des prix des hydrocarbures ;


12TENDANCES SUSCEPTIBLES D’INFLUER SURLES PERSPECTIVES DE LA SOCIETEPerspectives

(iii) ouverture totale des marchés depuis le 1er juillet 2007 ;(iv) accélération de la restructuration du secteur de l’énergie etdu mouvement de consolidation de ses acteurs ; (v) évolution dela demande des consommateurs et (vi) prise en compte desenjeux liés au réchauffement climatique.

La fusion des deux entreprises créera un leader mondial centrésur l’énergie avec un fort ancrage en France et en Belgique dontle nom sera GDF SUEZ. Cette opération industrielle majeures’appuie sur un projet industriel et social cohérent et partagé.Elle répond pleinement aux ambitions stratégiques des deuxgroupes dont elle permet une mise en œuvre accélérée.

Plus spécifiquement, la logique industrielle de l’opération sedécline autour des axes principaux suivants :

• l’atteinte d’une taille mondiale sur les marchés gazierspermettant de mieux optimiser les approvisionnements ;

• une forte complémentarité géographique et industriellepermettant de renforcer et d’élargir le déploiement d’une offrecompétitive sur les marchés énergétiques européens ;

• un positionnement équilibré dans des métiers et des régionsobéissant à des cycles différents ;

• une politique d’investissement renforcée permettant de sepositionner favorablement face aux enjeux sectoriels.

Suez et Gaz de France estiment que la fusion génèrera deuxgrands types de synergies et de gains d’efficacité :

• des économies d’échelle et des réductions de coûts, enparticulier des approvisionnements (achat d’énergie, maisaussi hors énergie) et des coûts opérationnels (rationalisationdes portefeuilles d’activité du groupe et mise en commun deréseaux et de services) ; et

• des effets de complémentarité exploités à travers une offrecommerciale améliorée (marques complémentaires,couverture commerciale élargie) et un programmed’investissements efficace (rationalisation et accélération desprogrammes de développement, possibilité de croissanceadditionnelle dans de nouveaux marchés géographiques).

Parmi ces gains d’efficacité, certains se matérialiseront à courtterme, mais d’autres supposent une mise en œuvre dans la

durée avec la mise en place de plates-formes communes etl’optimisation complète des moyens et des structures de lanouvelle organisation.

Au niveau communautaire, Gaz de France et Suez ont notifiéconjointement l’opération auprès de la Commission européennele 10 mai 2006. Le 14 novembre 2006, la Commissioneuropéenne a autorisé la réalisation de cette opération. Cetteautorisation a été délivrée sous la condition de mise en œuvre decertains engagements, en particulier de :

• la cession de la participation de Suez dans Distrigaz ;

• la cession de la participation de Gaz de France dans SEGEBEL(SEGEBEL détient 51% de SPE) ;

• la cession à Fluxys de la participation de Gaz de France dansSEGEO ;

• la cession de la société Cofathec Coriance et des réseaux dechaleur de Cofathec Services ;

• la modification de l’actionnariat et de la gouvernance deFluxys ;

• la filialisation des activités de gestion des terminauxméthaniers.

Les deux entreprises ont obtenu un accord de la CommissionEuropéenne afin de pouvoir harmoniser le processus de cessionavec le calendrier de l’opération de fusion.

GDF SUEZ s’est doté d’objectifs à la mesure de ses ambitions :

• un EBITDA cible de 17 milliards d’euros à horizon 2010 ;

• croissance du dividende par action de 10% à 15% en moyenneentre le dividende payé en 2007 et le dividende payé en 2010(1) ;

• notation de crédit strong A.

(1) Sur la base du dividende de Gaz de France payé en 2007 autitre de l’exercice 2006 (1,1 euro par action), les actionnairesde Suez bénéficieront par ailleurs du dividende de SuezEnvironnement.


13 PREVISIONS OU ESTIMATIONS DU BENEFICE

Néant.



14 ORGANES D’ADMINISTRATION, DE DIRECTION ET DESURVEILLANCE ET DIRECTION GENERALE

14.1. COMPOSITION DES ORGANESD’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION P.143

14.1.1 CONSEIL D’ADMINISTRATION p.14314.1.2 DIRECTION GÉNÉRALE, COMITÉ

EXÉCUTIF ET ORGANISATIONOPÉRATIONNELLE p.150

14.2. CONFLITS D’INTÉRÊT AU NIVEAU DESORGANES D’ADMINISTRATION ET DELA DIRECTION GÉNÉRALE P.154

14.1. Composition des organes d’administration et de direction

14.1.1 Conseil d’administration

La Société est administrée par un conseil d’administration dedix-huit membres, composé conformément aux dispositions dela loi n° 83-675 du 26 juillet 1983 modifiée relative à ladémocratisation du secteur public et aux dispositions dudécret-loi modifié du 30 octobre 1935 organisant le contrôlefinancier de l’Etat sur les entreprises ayant fait appel auconcours financier de l’Etat.

En application des dispositions de l’article 6 de la loi du 26 juillet1983 précitée, l’Etat détenant moins de 90% du capital de laSociété (mais plus de la majorité du capital), le conseild’administration de la Société est composé de dix-huit membres,dont six représentants des salariés élus conformément auxdispositions du chapitre II de la loi précitée. Les autres membressont désignés par l’assemblée générale des actionnairesconformément aux dispositions du Code de commerce sur lessociétés anonymes, sous réserve, le cas échéant, desreprésentants de l’Etat qui sont nommés par décret. L’Etat ayantdésigné six représentants au conseil d’administration de laSociété par décret le 20 novembre 2004, l’assemblée généraledes actionnaires a élu le 7 octobre 2005 six administrateurs. Leconseil d’administration est donc composé de six représentantsde l’Etat, six membres désignés par l’assemblée générale desactionnaires et six représentants des salariés.

La durée du mandat des administrateurs est de cinq ans. Lesstatuts de la Société prévoient que l’administrateur nommé enremplacement d’un autre administrateur ne demeure en fonctionsque pour la durée restant à courir de ce mandat jusqu’aurenouvellement de la totalité du conseil d’administration. Les sixadministrateurs désignés par l’assemblée générale desactionnaires le 7 octobre 2005 l’ont été pour la durée restant àcourir jusqu’au renouvellement de la totalité du conseild’administration, soit jusqu’au 22 novembre 2009.

Conformément à la loi et aux statuts de la Société, chacun desadministrateurs doit être propriétaire d’au moins une actionpendant toute la durée de son mandat, sauf dispense résultant

de dispositions législatives ou réglementaires applicables. Enapplication de la loi du 26 juillet 1983, cette obligation nes’applique ni aux représentants de l’Etat, ni aux administrateursreprésentant les salariés.

Les représentants de l’Etat et les administrateurs salariésexercent leurs fonctions gratuitement. Toutefois, ils peuvent sefaire rembourser par la Société les frais qu’ils ont exposés àcette occasion (article 11 alinéa 3 de la loi du 26 juillet 1983 etarticle 2.12 du règlement intérieur du conseil d’administrationde Gaz de France).

L’assemblée générale fixe le montant global annuel des jetonsde présence, sur proposition du conseil d’administration (voirparagraphe 15.1.1 – « Conseil d’administration »).

Par décret en date du 8 septembre 2006, l’Etat a nomméMonsieur Philippe Favre, Monsieur Xavier Musca et MonsieurEdouard Vieillefond en qualité de représentants de l’Etat auconseil d’administration de la Société, en remplacement deMadame Clara Gaymard, Monsieur Jacques Rapport et MonsieurDenis Samuel-Lajeunesse. Par décret en date du 10 août 2007,l’Etat a nommé Monsieur Pierre Graff en qualité de représentantde l’Etat au conseil d’administration de la Société, enremplacement de Monsieur Christian Frémont. Conformémentaux statuts de la Société, ces administrateurs resteront enfonction jusqu’au renouvellement de la totalité du conseild’administration, soit jusqu’au 22 novembre 2009.

Suite à l’élection de M. Eric Butazzoni en qualité de délégué dupersonnel, son mandat d’administrateur a pris fin le 14 décembre2007. A la date du présent document de référence, M. EricButazzoni n’a pas été remplacé en qualité d’administrateurreprésentant les salariés.


14ORGANES D’ADMINISTRATION, DE DIRECTION ETDE SURVEILLANCE ET DIRECTION GENERALEComposition des organes d’administration et de direction

Le tableau ci-dessous décrit la composition du conseil d’administration de la Société à la date d’enregistrement du présent document deréférence.

Nom et adresseprofessionnelle Age (1)

Date de premièrenomination /

électionDate de début

du mandat actuel

Principales fonctions exercéeshors de Gaz de Franceet mandats en cours

Mandats exercés au cours descinq dernières années (hors

filiales de Gaz de France)

Président-Directeur général


Gaz de France23 rue PhilibertDelorme75840 Paris Cedex 17

49 15.09.2004 24.11.2004(en qualité de personnalité

qualifiée)07.10.2005

(en qualitéd’administrateur désigné

par l’assemblée desactionnaires)

Administrateur de Neuf CegetelPrésident de la Fondation d’entrepriseGaz de France

–

Administrateurs (représentants de l’Etat)

Paul-MarieChavanne

Géopost2 ter rue Louis Armand75015 Paris

56 20.11.2004 23.11.2004 Directeur général délégué deLa Poste

Président-directeur généralde Géopost

Administrateur de :

– Sofipost– Banque Postale– Europe Airpost– Poste Immo– Generali Assurances-Iard– Generali Assurances-Vie– Geopost UK (Royaume-Uni)

Président du directoired’Autodistribution

Philippe Favre

AFII Paris77 bd Saint-Jacques75680 Paris cedex 14

46 08.09.2006 11.09.2006 Président de l’Agencefrançaise pour lesinvestissementsinternationaux

Ambassadeur délégué auxinvestissementsinternationaux

Administrateur d’Ubifrance

–

Pierre Graff

Aéroports de Paris291 boulevard Raspail75014 Paris

60 10.08.2007 18.08.2007 Président-directeur générald’Aéroports de Paris

Membre du ConseilEconomique et Social

Président délégué de la section desquestions européennes etinternationales au Conseil National duTourisme

Membre du Comité National dessecteurs d’activité d’importance vitale

Administrateur de la RATP

Administrateur de SOGEPA

Administrateur de SOGEADE

–

(1) A la date d’enregistrement du présent document de reference


ORGANES D’ADMINISTRATION, DE DIRECTION ETDE SURVEILLANCE ET DIRECTION GENERALEComposition des organes d’administration et de direction 14




du mandat actuel




Xavier Musca

Ministère del’Economie, del’Industrie et del’EmploiDirection générale duTrésor et de la Politiqueéconomique139 rue de Bercy75012 Paris

48 08.09.2006 11.09.2006 Directeur général du Trésoret de la Politiqueéconomique, Ministère del’Economie, de l’Industrie etde l’Emploi

Président du Comité économique etfinancier de l’Union EuropéennePrésident du Club de ParisAdministrateur de CNP-Assurances

-

Florence Tordjman

Ministère de l’Ecologie,de l’Energie, duDéveloppementDurable et del’Aménagement duTerritoireDirection générale del’énergie et desmatières premièresTélédoc 13261 bd Vincent Auriol75703 Paris Cedex 13

48 20.11.2004 23.11.2004 Sous-directrice du gaz et dela distribution des énergiesfossiles, Direction généralede l’énergie et des matièrespremières, Ministère del’Ecologie, de l’Energie, duDéveloppement Durable et del’Aménagement du Territoire

Administrateur del’Association française dugaz naturel pour véhicules

Edouard Vieillefond

Ministère del’Economie, del’Industrie et del’Emploi,Agence desparticipations de l’Etat139 rue de Bercy75012 Paris

37 08.09.2006 11.09.2006 Directeur de participations encharge de la sous-directionénergie, Agence desparticipations de l’Etat,Ministère de l’Economie, del’Industrie et de l’Emploi

Administrateur de :– GRTgaz (groupe Gaz de France)– Areva NC (Cogema)

Membre du conseil de surveillance deRTE (groupe EDF)

Administrateur de :– Autoroute et Tunnel du

Mont-Blanc (ATMB)– Autoroutes Paris Rhin

Rhône (APRR)– Réseau Ferré de France

(RFF)– SOVAFIMMembre du conseil desurveillance de SociétéNationale Maritime CorseMéditerranée (SNCM)

Administrateurs (désignés par l’assemblée générale des actionnaires) (3)

Jean-Louis Beffa

Saint Gobain18 avenue d’Alsace“Les Miroirs”92096 La DéfenseCedex

66 20.11.2004 23.11.2004 Président du conseild’administration de Saint-Gobain

Vice-président du conseild’administration de BNP ParibasPrésident de Claude BernardParticipationsAdministrateur de:– Groupe Bruxelles Lambert (Belgique)– Saint-Gobain Cristaleria (Espagne)– Saint-Gobain Corporation (Etats-

Unis)Représentant permanent de laCompagnie de Saint-Gobain auconseil d’administration de Saint-Gobain PAMMembre du conseil de surveillancede :– Le Monde– Société Editrice du Monde– Le Monde et Partenaires Associés

Président-directeur généralde Saint-Gobain

(2) A la date d’enregistrement du présent document de référence(3) Catégorie dont fait également partie Monsieur Jean-François Cirelli. L’ensemble des administrateurs appartenant à cette catégorie ont été désignés par l’Assemblée Générale du 07 octobre

2005 afin de poursuivre le mandat qu’ils occupaient précédemment en qualité de personnalité qualifiée.






du mandat actuel




Aldo Cardoso

45 Bd de Beauséjour75016 Paris

52 20.11.2004 23.11.2004 Administrateur de sociétés

Administrateur de :– Accor– Imerys– Rhodia– Mobistar (Belgique)Censeur de :– Axa Investment Managers– Bureau Veritas

Administrateur de :– Axa Investment Managers– Bureau Veritas– Penauilles Polyservices– Orange

Guy Dollé

241 Route d’ArlonL-1150 Luxembourg

65 10.09.2004 23.11.2004 Administrateur de :– IDRH– Praxis International– ARC International

Président de la directiongénérale d’ArcelorAdministrateur-directeurgénéral d’UsinorPrésident de la Fédérationfrançaise de l’acier

Peter Lehmann

28 Birchwood RoadLondres SW17 9BQRoyaume Uni

63 20.11.2004 23.11.2004 Président du Fuel PovertyAdvisory Group(Royaume-Uni)

Président de Greenworks(Royaume-Uni)

Administrateur de :– l’Agence d’invalidité du Ministère du

Travail et des Retraites britannique– CILT (the National Center for

Languages)

Président de Energy SavingTrustAdministrateur de:– Carbon Trust– Accuread– Project FullemployMembre de l’autorité derégulation pour l’énergieen Irlande du Nord

Philippe Lemoine

LaSer66 rue des Archives75003 Paris

58 20.11.2004 23.11.2004 Président-directeur généralde LaSer et Président deLaSer Cofinoga

Président de :– Société des Grands Magasins

Galeries Lafayette– Banque SygmaAdministrateur de :– Monoprix– CetelemMembre du Conseil de Surveillancedu BHVMembre de la CNILPrésident :– de la Fondation Internet Nouvelle

Génération– du Forum d’action ModernitéCo-Gérant de GS1 France.Administrateur de la Maison desSciences de l’Homme, de Rexecode,de la Fondation Franco-Américaine,du 104

Co-Président du directoiredu groupe GaleriesLafayetteAdministrateur de La Poste

Administrateurs (représentants des salariés) (5)

Olivier BarraultGaz de FranceCourcellor 12-6 rue Curnonsky75017 Paris

50 31.05.1994 14.09.2004 Parrainé par la Fédération nationaledes syndicats du personnel desindustries de l’énergie électrique,nucléaire et gazière – CGT

-

(4) A la date d’enregistrement du présent document de référence

(5) Ces représentants ont été élus le 6 mai 2004 pour une durée de cinq ans par les salariés de Gaz de France et de quatre de ses filiales: Cofathec Services, Omega Concept, ADF Ateliers deFos et ADF Maintenance Industrielle, conformément à la loi n° 83-675 du 26 juillet 1983 modifiée relative à la démocratisation du secteur public. Ils sont entrés en fonction en tantqu’administrateurs de Gaz de France le 14 septembre 2004.




Datede premièrenomination /


du mandat actuel




Bernard Calbrix

GRTgaz Région Normandie16 rue Henri RivièreBP 123676177 Rouen Cedex

55 18.06.2003 14.09.2004 Parrainé par la Fédération chimieénergie – CFDT

–

Jean-François Le Jeune

Gaz de France23 rue Philibert Delorme75840 Paris Cedex 17

62 06.05.2004 14.09.2004 Parrainé par la Fédération CGT – FO –

Yves Ledoux

GRTgaz Région Normandie

16 rue Henri Rivière76000 Rouen

51 06.05.2004 14.09.2004 Parrainé par la Fédération nationaledes syndicats du personnel desindustries de l’énergie électrique,nucléaire et gazière – CGTAdministrateur du GRTgaz (groupe Gazde France)

–

Anne-Marie MourerGrDF Sud EstImmeuble VIP66 rue de la Vilette69425 Lyon Cedex 03

48 01.07.2007 03.07.2007 Parrainée par la Fédération desindustries électriques et gazières -CFE-CGC

–

(6) A la date d’enregistrement du présent document de reference

Présidence du conseil d’administrationConformément à l’article 10 de la loi du 26 juillet 1983 et auxstatuts de la Société, le président du conseil d’administration estnommé par décret, parmi les membres du conseild’administration, sur proposition du conseil d’administration.Monsieur Jean-François Cirelli a été nommé président de laSociété par le décret du 24 janvier 2008 publié au Journal Officieldu 25 janvier 2008. Il avait été nommé pour la première foisprésident du conseil d’administration de la Société sous saforme de société anonyme par le décret du 24 novembre 2004,puis par le décret du 13 octobre 2005 (auparavant, MonsieurJean-François Cirelli avait été nommé président du conseild’administration de l’EPIC Gaz de France par décret du15 septembre 2004 et avait exercé les fonctions de représentantlégal de la Société et assumé la direction générale de la Sociétéjusqu’à la publication du décret du 24 novembre 2004, soit le26 novembre 2004).

Il peut être mis fin aux fonctions du président du conseild’administration dans les conditions prévues à l’article 10 de laloi du 26 juillet 1983 susvisée (révocation par décret).

Nomination d’un commissaire duGouvernementLa loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur del’énergie, modifiant la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, prévoit quele ministre en charge de l’énergie nomme un commissaire du

Gouvernement qui assiste, avec voix consultative, aux séancesdu conseil d’administration de la Société. A la dated’enregistrement du présent document de référence, aucuncommissaire du Gouvernement n’a été désigné auprès de Gaz deFrance.

Renseignements personnels concernant lesmembres du conseil d’administrationA la connaissance de la Société, les membres du conseild’administration n’ont aucun lien familial entre eux ni avec lesdeux directeurs généraux délégués.

A la connaissance de Gaz de France, aucun des membres duconseil d’administration n’a fait l’objet d’une condamnation pourfraude prononcée au cours des cinq dernières années. Aucun deces membres n’a participé en qualité de dirigeant à une faillite,mise sous séquestre ou liquidation au cours des cinq dernièresannées et aucun n’a fait l’objet d’une incrimination et/ousanction publique officielle prononcée par une autorité statutaireou réglementaire (y compris un organisme professionneldésigné). Aucun de ces membres n’a été empêché par untribunal d’agir en qualité de membre d’un organed’administration, de direction ou de surveillance d’un émetteurni d’intervenir dans la gestion ou la conduite des affaires d’unémetteur au cours des cinq dernières années.



Informations détaillées sur l’expertise etl’expérience en matière de gestion desmembres du conseil d’administration

Monsieur Jean-François Cirelli, 49 ans, est diplômé de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris et de l’Ecole Nationaled’Administration; il est également licencié en droit. De 1985 à1995, il occupe des fonctions à la direction du Trésor auMinistère de l’Economie et des finances avant de devenirconseiller technique à la Présidence de la République de 1995 à1997 puis conseiller économique de 1997 à 2002. En 2002, il estnommé directeur adjoint au cabinet du Premier ministre, Jean-Pierre Raffarin, chargé des questions économiques,industrielles et sociales. Il est Président-directeur général deGaz de France depuis septembre 2004.

Monsieur Paul-Marie Chavanne, 56 ans, est diplômé de l’EcoleCentrale de Paris et de l’Ecole Nationale d’Administration.Inspecteur des Finances, Monsieur Paul-Marie Chavanne atravaillé au Ministère de l’Economie et des Finances de 1978 à1989, à l’Inspection Générale des Finances puis à la direction duTrésor. Directeur général de la Société Soparges de 1989 à 1991,il est successivement directeur général adjoint de la sociétéAutomobiles Citroën de 1992 à 1997, directeur général puisprésident du groupe Strafor Facom de 1997 à 1999, et présidentdu groupe Autodistribution de 1999 à 2001. Il est Président-directeur général du groupe Géopost et directeur généraldélégué du groupe La Poste depuis septembre 2001.

Monsieur Philippe Favre, 46 ans, est diplômé de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris et ancien élève de l’Ecole Nationaled’Administration. Il a débuté sa carrière à la direction desrelations économiques extérieures (Dree) du Ministère desFinances, chargé des relations avec l’Union soviétique etl’Europe centrale (1987-1990). De 1990 à 1993, il est conseillercommercial à l’ambassade de France à Washington (Etats-Unis),puis chef de la mission économique à Hong-Kong de 1993 à 1997et à Taipei (Taiwan) de 1997 à 2001. Sous-directeur desressources humaines et de la gestion des moyens à la directiondes relations économiques extérieures (Dree) du Ministère del’Economie, des finances et de l’industrie en 2001, il dirigeensuite le cabinet du Ministre délégué au commerce extérieur(Christine Lagarde) et est directeur adjoint des cabinets desMinistres de l’économie, des finances et de l’industrie de 2002 à2006. Depuis septembre 2006, il est président de l’Agencefrançaise pour les investissements internationaux.

Monsieur Pierre Graff, 60 ans, est diplômé de l’EcolePolytechnique et Ingénieur Général des Ponts et Chaussées.Après avoir occupé divers postes en direction départementale del’équipement, Monsieur Graff a été conseiller technique chargéde la politique routière, de la sécurité routière et des transportsau cabinet du ministre de l’équipement, du logement, del’aménagement du territoire et des transports (1986 – 1987),directeur de la sécurité et de la circulation routière, déléguéinterministériel à la sécurité routière (1987 – 1990), puisdirecteur départemental de l’équipement de l’Essonne (1990 –1993), directeur adjoint du cabinet du ministre de l’équipement,des transports et du tourisme (1993 – 1995), directeur général del’aviation civile (1995 – 2002), puis directeur de cabinet duministre de l’équipement, des transports, du logement, dutourisme et de la mer (juin 2002 à septembre 2003). Il a été

nommé Président de l’établissement public Aéroports de Parisen septembre 2003, puis, Président-directeur général de lasociété anonyme Aéroports de Paris en juillet 2005. MonsieurGraff est, par ailleurs, membre du Conseil économique et social,président délégué de la section des questions européennes etinternationales au Conseil National du Tourisme, membre ducomité national des secteurs d’activités d’importance vitale,administrateur de la RATP, administrateur de SOGEPA (laSociété de gestion des participations aéronautiques qui porte lesparts de l’Etat dans le constructeur aéronautique EADS),administrateur de SOGEADE (Société de Gestion del’Aéronautique, de la Défense et de l’Espace, filiale de SOGEPA),officier de la Légion d’Honneur et officier de l’ordre national duMérite.

Monsieur Xavier Musca, 48 ans, est diplômé de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris, ancien élève de l’Ecole nationaled’administration et Inspecteur des finances. Il a notamment été,au sein de la direction du Trésor, chef du bureau du marchéfinancier de 1995 à 1996, sous-directeur Europe, affairesmonétaires et internationales de 1996 à 2000, chargé de la sous-direction du financement de l’économie et de la compétitivitédes entreprises et directeur adjoint en 2000, puis chef du servicedu financement de l’Etat et de l’économie de 2001 à 2002. Demai 2002 à mars 2004, il est directeur de cabinet du Ministre del’économie, des finances et de l’industrie. Il est directeurgénéral du Trésor et de la Politique économique depuisnovembre 2004, président du comité économique et financier del’Union européenne depuis novembre 2005 et président du Clubde Paris depuis juillet 2005.

Madame Florence Tordjman, 48 ans, est diplômée de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris et de l’Ecole Nationaled’Administration. Elle est également titulaire d’une maîtrised’histoire et licenciée en histoire et en géographie de l’UniversitéParis IV Sorbonne. Depuis 1993, elle a occupé différentesfonctions au sein du Ministère de l’Economie, de l’Industrie et del’Emploi. De 1993 à 1997, au sein de la direction générale destechnologies de l’information et de la poste, elle est chargée desprogrammes européens de R&D relatifs aux technologies del’information et des communications et responsable du bureaude la politique industrielle et de la concurrence à partir de 2000.A la direction du Trésor, de 1997 à 2000, elle est en charge dusuivi des banques multilatérales de développement et desquestions du financement de l’aide publique au développement.Depuis octobre 2001, elle est responsable de la sous-directiondu gaz et de la distribution des énergies fossiles au sein de ladirection générale de l’énergie et des matières premières.

Monsieur Edouard Vieillefond, 37 ans, est diplômé de l’EcolePolytechnique, de l’Ecole Nationale Supérieure del’Aéronautique et de l’Espace (ENSAE) et titulaire d’un DEAd’économie industrielle. De 1995 à 2003, il a occupé différentspostes successivement au Ministère de la Défense puis à ladirection du Trésor et enfin à la Commission européenne. Ilrejoint l’Agence des participations de l’Etat en octobre 2003 où ilexerce d’abord les fonctions de chef du bureau transportferroviaire et maritime. Depuis septembre 2006, il est directeurde participations en charge de la sous-direction énergie.

Monsieur Jean-Louis Beffa, 66 ans, est diplômé de l’EcolePolytechnique, ingénieur du corps des mines et diplômé del’Institut d’Etudes Politiques de Paris. Entré en 1974 à laCompagnie de Saint-Gobain comme directeur du plan, il en est



devenu directeur général en 1982. Il a été Président-directeurgénéral du groupe Saint-Gobain de 1986 à juin 2007. Depuis juin2007, il est président du conseil d’administration de Saint-Gobain.

Monsieur Aldo Cardoso, 52 ans, est diplômé de l’EcoleSupérieure de Commerce de Paris et titulaire d’une maîtrise dedroit des affaires et du diplôme d’expertise comptable. De 1979 à2003, il exerce plusieurs fonctions successives chez ArthurAndersen : consultant, associé (1989), Président France (1994),membre du conseil d’administration d’Andersen Worldwide(1998), Président du conseil d’administration (non exécutif)d’Andersen Worldwide (2000) et directeur général d’AndersenWorldwide (2002-2003). Depuis 2003, il est administrateur desociétés françaises et étrangères.

Monsieur Guy Dollé, 65 ans, est diplômé de l’EcolePolytechnique. Il a débuté sa carrière en 1966 à l’Institut deRecherches de la Sidérurgie puis a rejoint le groupe Usinor en1980. Il assume plusieurs responsabilités industrielles à l’usinede Dunkerque avant de devenir directeur industriel de Sollacpostérieurement à la fusion entre Usinor et Sacilor. Il est ensuitesuccessivement président de la branche produits longs, encharge du plan et de la stratégie puis des produits inox d’Usinor.Nommé directeur général d’Usinor en 1999, il a été président dela direction générale d’Arcelor depuis la création d’Arcelor en2002 jusqu’en 2006.

Monsieur Peter Lehmann, 63 ans, est diplômé de l’Universitéd’Oxford et titulaire d’un doctorat d’économie de l’Université deSussex. De 1971 à 1998, il a occupé divers postes chez BritishGas, comme managing director Europe, directeur de laconcurrence et de la régulation et directeur du développementinternational. En 1997 et 1998, il exerce les fonctions dedirecteur commercial et membre du conseil d’administration deCentrica, société ayant repris une partie des activités de BritishGas. De 1999 à 2005, il est président du Energy Saving Trust,créé par le gouvernement à l’initiative des acteurs du secteur del’énergie en vue de promouvoir la maîtrise de l’énergie. De 2003à 2006, il est membre de l’Autorité de régulation de l’énergied’Irlande du Nord. Peter Lehmann est actuellement président duFuel Poverty Advisory Group, organisme consultatif en charge deconseiller le gouvernement britannique sur la question del’accès à l’énergie des plus démunis, membre du conseild’administration de l’Agence d’invalidité du Ministère du Travailet des Retraites britannique et président de Greenworks, unestart-up à but non lucratif qui génère un chiffre d’affaires de 2millions d’euros.

Monsieur Philippe Lemoine, 58 ans, est diplômé de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris (Service Public), diplômé d’Etudessupérieures d’économie, licencié en Droit et lauréat duConcours Général de Droit Civil. En 1970, il a commencé unecarrière de chercheur à l’INRIA. En 1976, il rejoint le Ministèrede l’Industrie (Mission à l’Informatique) où il participenotamment à la rédaction du rapport Nora-Minc. Il rejointensuite les cabinets de Norbert Segard et de Pierre Aigrain, puisdevient Commissaire du Gouvernement à la CNIL et est chargéde différentes missions par le Ministre de la Recherche, LaurentFabius, et le Premier Ministre, Pierre Mauroy. En 1984, il rejointle Groupe Galeries Lafayette dont il deviendra Co-Président duDirectoire en 1998, fonction qu’il occupe jusqu’en mai 2005.Actuellement, Philippe Lemoine est Président-Directeur Généralde LaSer, société de services se développant en Europe et

comptant plus de 7 500 collaborateurs, détenue à parité par legroupe Galeries Lafayette et par le groupe BNP-Paribas.

Monsieur Olivier Barrault, 50 ans, est titulaire d’un BTS debureau d’études en construction mécanique et d’un diplôme depremier cycle technique en sciences et techniques industrielles(énergétique) du Conservatoire National des Arts et Métiers. Il adébuté sa carrière au sein des industries électriques et gazièresen 1979, dans le métier de la distribution. En 1985, il devient chefd’exploitation, puis responsable du service achats du centred’Essonne. Il est administrateur de Gaz de France depuis 1994,parrainé par la CGT.

Monsieur Bernard Calbrix, 55 ans, a commencé sa carrière en1976 au sein de la société Sochan, spécialisée dans la gestiondes installations collectives de chauffage et de climatisation. De1980 à 1994, il a exercé plusieurs fonctions syndicales au sein decette société. En 1994, il intègre le Groupe à l’occasion del’acquisition par Gaz de France du groupe Cofathec. De 1994 à2003, il occupe les fonctions de secrétaire général du syndicatCFDT de la construction et du bois de Rouen et représente laFédération nationale de la construction et du bois CFDT au seinde la branche gestionnaire de services aux équipements, àl’énergie et à l’environnement. Il est actuellement agentd’exploitation au sein de l’unité régionale Cofathec Services deRouen.

Monsieur Yves Ledoux, 51 ans, a rejoint Gaz de France en 1979en tant d’agent technique puis a occupé diverses fonctionstechniques et managériales au sein l’activité transport de Gaz deFrance. Il occupe aujourd’hui une fonction commerciale au seinde GRTgaz.

Monsieur Jean-François Le Jeune, 62 ans, est entré dans lesservices communs de Gaz de France et EDF en 1964. A partir de1976, il est détaché aux fins d’exercer des fonctions syndicales.Il est successivement secrétaire général du syndicat deNanterre, secrétaire général des syndicats FO de la régionparisienne, secrétaire général de l’UNSC-FO, secrétaire fédéralde la FNEM-FO, secrétaire général adjoint de la FNEM-FO.Depuis 2004, il occupe un emploi de cadre au sein de la directiondes ressources communes de Gaz de France.

Madame Anne-Marie Mourer, 48 ans, est titulaire d’unemaîtrise de sciences économiques et d’un diplôme d’étudessupérieures en marketing. En 1982, elle intègre EDF GDFServices où elle occupe successivement différentes fonctions demanagement au sein des services commerciaux des centresGrand Velay, Indre en Berry et Loire. En 1992, elle rejoint legroupe d’appui et d’assistance commercial de Lyon pour exercerdes activités d’expertise en tant que consultant interne enmarketing, puis, de 1996 à 2001, elle est responsable d’EnergieDirect, structure pilote de marketing direct au sein de laDirection des Ventes Gaz. A la Direction Commerciale de Gaz deFrance, elle est en charge de diriger l’entité marketing de larégion Sud Est de 2002 à fin 2003. Début 2004, elle intègre lenouveau Gestionnaire de Réseaux Gaz où elle exerce en régionRhône-Alpes Bourgogne des fonctions d’appui et de pilotagepour le domaine Développement. Dans la perspectived’ouverture à la concurrence du marché des particuliers, elleest nommée en 2007 chargée de mission pour accompagner lechangement et mettre son expertise commerciale au service deGrDF, la nouvelle filiale de distribution de gaz.



14.1.2 Direction générale, comité exécutif et organisation opérationnelle

Direction générale

Le président du conseil d’administration assume sous saresponsabilité la direction générale de la Société.

En application des statuts de la Société, le conseild’administration peut, sur proposition du Président-directeurgénéral, nommer jusqu’à cinq personnes chargées d’assister lePrésident-directeur général avec le titre de directeur généraldélégué. Dans sa séance du 7 octobre 2005, le conseil

d’administration a ainsi procédé à la nomination en tant quedirecteurs généraux délégués de Messieurs Yves Colliou etJean-Marie Dauger. Yves Colliou et Jean-Marie Daugerassumaient déjà auparavant les fonctions de directeursgénéraux délégués depuis leur désignation par le conseild’administration le 17 décembre 2004.

A la date d’enregistrement du présent document de référence,la direction générale du Groupe est ainsi assurée par MessieursJean-François Cirelli, Yves Colliou et Jean-Marie Dauger.

Nom Fonction

Dated’entrée en

fonction Age (7) Principaux mandats en cours (8)

Mandats exercésau cours des cinqdernières années(hors filiales deGaz de France)

Jean-François Cirelli Président-directeurgénéral

26.01.2008(décret du

24.01.2008)

49 Administrateur de Neuf Cegetel*

Président de la Fondation d’entreprise Gazde France

–

Yves Colliou Directeur généraldéléguéDirecteur de labranche« Infrastructures »

07.10.2005 62 Représentant permanent de SIALF auconseil d’administration de GRTgaz

Représentant permanent de Gaz de Franceau conseil d’administration de GrDF

Administrateur de l’Institut Français duPétrole*

–

Jean-Marie Dauger Directeur généraldéléguéDirecteur de labranche « Global Gaz& GNL »

07.10.2005 55 Président du conseil d’administration de :

– GDF International– Gaselys

Président de :

– GNL Transport Investissements– Gaz de France Norge (Norvège)

Président du conseil de surveillance deGDF Produktion Exploration Deutschland(Allemagne)

Vice-président du conseil de surveillancede Fragaz

Administrateur de :

– COGAC– MED LNG & GAS (Jersey)

Représentant légal de GDF International entant que gérant de Méthane TransportSNC

–

(7) A la date d’enregistrement du présent document de référence(8) Toutes les entités mentionnées dans cette colonne font partie du groupe Gaz de France à l’exception de celles dont le nom est suivi d’un astérisque



Renseignements personnels concernant lePrésident-directeur général et les directeursgénéraux délégués de la SociétéA la connaissance de Gaz de France, Messieurs Jean-FrançoisCirelli, Yves Colliou et Jean-Marie Dauger n’ont aucun lienfamilial entre eux ni avec aucun des membres du conseild’administration.

A la connaissance de Gaz de France, Messieurs Jean-FrançoisCirelli, Yves Colliou et Jean-Marie Dauger n’ont pas fait l’objetd’une condamnation pour fraude prononcée au cours des cinqdernières années. A la connaissance de la Société aucun d’euxn’a participé en qualité de dirigeant à une faillite, mise sousséquestre ou liquidation au cours des cinq dernières années etaucun n’a fait l’objet d’une incrimination et/ou sanction publiqueofficielle prononcée par une autorité statutaire ouréglementaire. A la connaissance de Gaz de France aucun d’euxn’a été empêché par un tribunal d’agir en qualité de membred’un organe d’administration, de direction ou de surveillanced’un émetteur ni d’intervenir dans la gestion ou la conduite desaffaires d’un émetteur au cours des cinq dernières années.

Comité exécutif

La composition du comité exécutif de Gaz de France a étémodifiée, avec effet au 1er juillet 2007. Cette modifications’inscrit dans le cadre d’une réorganisation plus large dumanagement du Groupe (voir ci-dessous).

Présidé par le Président-directeur général, le comité exécutifest en charge des décisions stratégiques majeures du Groupe etde son pilotage. Il réunit toutes les semaines autour duPrésident-directeur général, les Directeurs généraux délégués,le Directeur Financier, le Secrétaire Général, le Directeur desRessources Humaines et le Directeur de la Communication, leDirecteur de la branche International et le Directeur de labranche Energie France.

Il examine en séance deux types de dossiers : ceux nécessitantune décision de la Direction Générale (dossier pour décision) etceux synthétisant des informations d’intérêt pour ses membres(dossier pour information). Par ailleurs, le Comité exécutifexamine l’ensemble des dossiers présentés en conseild’administration.

Le tableau ci-dessous décrit la composition du comité exécutif à la date d’enregistrement du présent document de référence :

Nom Fonction Age (9) Principaux mandats en cours (10)

Mandats exercés au cours descinq dernières années (horsfiliales de Gaz de France)

Jean-François Cirelli Président-directeurgénéral

49 Administrateur de Neuf Cegetel* –

Yves Colliou Directeur généraldéléguéDirecteur de la banche« Infrastructures »

62 Représentant permanent deSIALF au conseil d’administrationde GRT Gaz

Administrateur de l’InstitutFrançais du Pétrole*

Représentant permanent de Gazde France au conseild’administration de GrDF

–

Jean-Marie Dauger Directeur généraldéléguéDirecteur de la branche « GlobalGaz & GNL »

55 Président du conseild’administration de :– GDF International– Gaselys

Président de :– GNL Transport

Investissements– Gaz de France Norge

(Norvège)

Président du conseil desurveillance de GDF ProduktionExploration Deutschland(Allemagne)

Vice-président du conseil desurveillance de FragazAdministrateur de :– COGAC– MED LNG & GAS (Jersey)

Représentant légal de GDFInternational en tant que gérantde Méthane Transport SNC

–

(9) A la date d’enregistrement du présent document de référence(10) Toutes les entités mentionnées dans cette colonne font partie du groupe Gaz de France à l’exception de celles dont le nom est suivi d’une astérisque






Stéphane Brimont Directeur financier 39 Représentant permanent deCOGAC au conseild’administration de GRTgaz

Représentant permanent de Gazde France au conseild’administration Banque Solfea

Représentant permanent deCOGAC au conseild’administration de Cofathec entant que membre du comité dedirection

Administrateur de GDFinternational, COGAC et Gaselys

Représentant permanent de GDFInternational au conseild’administration de GrDF

Administrateur de :

– Autoroutes du Sud de la France(ASF)

– Société des Autoroutes du Nordet de l’Est de la France (SANEF)

– Société Nationale CorseMéditerranée (SNCM)

– Compagnie Générale Maritimeet Financière (CGMF)

– Autoroute et Tunnel du MontBlanc (ATMB) Société Françaisedu Tunnel Routier du Fréjus(SFTRF)

Pierre Clavel Directeur de la branche“International”

51 Directeur général délégué de GDFInternational

Président de GDF ESS

Administrateur de:

– Arcalgas Energie (Italie)– Energie Investimenti SpA

(Italie)– Italcogim Energie (Italie)

Membre du conseil desurveillance de Gasag(Allemagne)

–

Henri Ducré Directeur de la branche« Energie France »

51 Représentant permanent deSFIG au conseil d’administrationde Banque Solfea

Président de Light (Filiale d’EDF auBrésil)

Président d’EDEMSA (Filiale d’EDF enArgentine)

Administrateur d’EDF Global Solucion(Filiale d’EDF en Argentine)

Administrateur d’EDENOR (Filiale d’EDFen Argentine)

Emmanuel Hedde Secrétaire Général dugroupe Gaz de FranceSecrétaire général du conseild’administration

60 Président de LaurentidesInvestissements

Président du conseild’administration de GrDFAdministrateur de :

– Gaz Métro Inc (Canada)– GDF Québec (Canada)– MEG International (Canada)– Noverco (Canada)– GDF Energy (Etats-Unis)– MEG Holdings US (Etats-

Unis)

Membre du conseil desurveillance de Savelys

–

(11) A la date d’enregistrement du présent document de référence.(12) Toutes les entités mentionnées dans cette colonne font partie du groupe Gaz de France à l’exception de celles dont le nom est suivi d’une astérisque.






Raphaële Rabatel Directrice de lacommunication

45 Représentant permanent deVerona Investissements auconseil d’administration de GrDF

-

Philippe Saimpert Directeur des ressourceshumaines

54 Représentant permanent deSIALF au conseil d’administrationde GrDF

(13) A la date d’enregistrement du présent document de référence(14) Toutes les entités mentionnées dans cette colonne font partie du groupe Gaz de France à l’exception de celles dont le nom est suivi d’une astérisque

Informations détaillées sur l’expertise etl’expérience en matière de gestion desmembres de la direction générale et desmembres du comité exécutif

Monsieur Jean-François Cirelli, 49 ans, est diplômé de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris et de l’Ecole Nationaled’Administration; il est également licencié en droit. De 1985 à1995, il occupe des fonctions à la direction du Trésor auMinistère de l’Economie et des finances avant de devenirconseiller technique à la Présidence de la République de 1995 à1997 puis conseiller économique de 1997 à 2002. En 2002, il estnommé directeur adjoint au cabinet du Premier ministre, Jean-Pierre Raffarin, chargé des questions économiques,industrielles et sociales. Il est Président-directeur général deGaz de France depuis septembre 2004.

Monsieur Yves Colliou, 62 ans, est ingénieur diplômé de l’EcoleCatholique des Arts et Métiers. En 1974, il intègre le centre deMulhouse d’EDF GDF Services. En 1978, il rejoint la directioncommerciale puis la délégation aux approvisionnements de Gazde France. A partir de 1985, il exerce différentes responsabilitésfonctionnelles, notamment dans le domaine des ressourceshumaines, et opérationnelles à EDF GDF Services. En 1996, il estnommé directeur du cabinet de la présidence et de la directiongénérale d’EDF avant de devenir en 1998 directeur d’EDF GDFServices. En janvier 2002, Monsieur Yves Colliou rejoint ladirection générale de Gaz de France, en qualité de directeuravant d’être nommé directeur général adjoint en juin. Il estdirecteur général délégué de Gaz de France depuis décembre2004 et responsable de la branche « Infrastructures ».

Monsieur Jean-Marie Dauger, 55 ans, est diplômé de l’écoleHEC. Après un début de carrière chez Péchiney, à la banqueTrad (Liban) et à la direction financière d’EDF, Jean-MarieDauger intègre le Groupe en 1978. Il exerce tout d’abord desfonctions à la direction de la production et du transport, dans lesservices de mouvements de gaz. En 1985, il rejoint la délégationaux approvisionnements en gaz dont il assure la direction de1991 à 1995. En 1995, il devient directeur de la délégation à lastratégie et à la gestion. En 2000, Monsieur Jean-Marie Daugerest nommé directeur général adjoint. Il a été nommé directeurgénéral délégué de Gaz de France en décembre 2004 et, enjuillet 2007, responsable de la branche « Global Gaz et GNL ».

Monsieur Stéphane Brimont, 39 ans, est diplômé de l’EcolePolytechnique et de l’Ecole Nationale des Ponts et Chaussées.Après une première expérience au Crédit Lyonnais à New York, il

rejoint la direction départementale de l’équipement du Vaucluse entant que chef du service urbanisme et construction. En 1997, ilentre à la direction du budget du Ministère de l’Economie, desfinances et de l’industrie où il occupe différents postes,notamment: chef du bureau “recherche, poste ettélécommunications” et chef du bureau “transports”. En mai 2002,il rejoint le cabinet du Premier ministre, Jean-Pierre Raffarin, où ilest conseiller pour les affaires budgétaires. Il a intégré le Groupeen septembre 2004, a été nommé directeur de la stratégie endécembre 2004 puis directeur financier en juillet 2007.

Monsieur Pierre Clavel, 51 ans, est diplômé de l’EcolePolytechnique et de l’Ecole des Mines de Paris. Il a débuté sacarrière dans l’ingénierie et la maîtrise d’ouvrage d’installationsgazières et de production thermique à l’étranger au sein desgroupes Gaz de France et EDF. En 1997, il est nommé directeurà la direction transport de Gaz de France. En 1999, il rejoint EDFGDF Services en qualité de directeur du groupement des centresdes régions Centre Auvergne et Limousin. En 2002, il est nommédirecteur des approvisionnements en gaz naturel du Groupe,puis en 2003 directeur délégué de la direction négoce de Gaz deFrance et responsable des approvisionnements en gaz natureldu Groupe. Il a été nommé responsable de la branche“International” du Groupe en décembre 2004.

Monsieur Henri Ducré, 51 ans, est diplômé de l’Ecole nationalesupérieure des Arts et Métiers. En 1979, il intègre la direction dela distribution commune à EDF et Gaz de France où il effectuel’essentiel de sa carrière. Il y exerce différentes responsabilités,notamment en qualité de Directeur du Centre PyrénéesGascogne et de Directeur du Groupement de centresMéditerranée. En 2001, il est nommé directeur général d’Edenor(filiale d’EDF en Argentine), puis en 2002, Directeur de la divisiondistribution et commercialisation de la Branche Amériquesd’EDF. Monsieur Henri Ducré a exercé les fonctions de Directeurd’EDF Gaz de France Distribution de juillet 2004 à avril 2007. Enjuillet 2007, il est nommé directeur de la branche « EnergieFrance » du Groupe.

Monsieur Emmanuel Hedde, 60 ans, est ingénieur diplômé del’Institut Supérieur d’Electronique de Paris et de l’Institut deContrôle de Gestion. Il a débuté sa carrière comme ingénieur eninformatique industrielle dans la société d’ingénierie SOFRESID.En 1973, il devient directeur d’une usine de mécanique et detraitement de surfaces à la Société Nouvelle de Métallisation,puis il rejoint le Crédit d’Equipement des Petites et MoyennesEntreprises (CEPME) en 1980 et devient directeur adjoint del’Agence Centrale en 1990. Il entre chez Gaz de France en 1993en qualité de directeur adjoint du service des filiales etparticipations de la direction des services financiers et



juridiques, puis devient directeur de ce service avant d’êtrenommé directeur délégué de la direction financière en 2000. Il aensuite été nommé directeur de la direction des grands projetspuis, en décembre 2004, directeur de la direction desinvestissements et des acquisitions et responsable del’ouverture du capital et enfin secrétaire général du Groupe enjuillet 2007.

Madame Raphaële Rabatel, 45 ans, est diplômée de l’Institutd’Etudes Politiques de Paris et licenciée en histoire. Elle aoccupé différentes fonctions de communication dans plusieursentreprises : Rhône-Poulenc de 1988 à 1996, Paribas de 1996 à2000, Caisse Nationale des Caisses d’Epargne en 2000 et ImageSept de 2000 à 2002. De mars 2002 à décembre 2004, elle a étédirectrice de la communication du groupe JC Decaux, chargéede la communication externe et interne. Depuis janvier 2005, elleest directrice de la communication du Groupe.

Monsieur Philippe Saimpert, 54 ans, diplômé de l’école HEC, aoccupé diverses fonctions au sein d’EDF GDF Services et de ladirection du personnel et des relations sociales commune à Gazde France et à EDF à compter de 1978. Il a été nommé en 2002directeur des ressources humaines du Groupe, puis a occupé leposte de directeur délégué de EDF GDF Services à compterd’avril 2004. Il est directeur des ressources humaines du Groupedepuis décembre 2004.

Organisation opérationnelle

Depuis juillet 2007, le Groupe est organisé autour de cinqbranches opérationnelles :

• Branche Infrastructures, pour exploiter, maintenir etdévelopper les infrastructures de réseau, mettre en oeuvre lessynergies opérationnelles et valoriser l’expertise du Groupedans ces domaines ;

• Branche Global Gaz et GNL, pour contribuer à la compétitivitédes approvisionnements du Groupe, en faisant face auxévolutions des marchés de gros du gaz naturel et à lacroissance de la part du GNL ;

• Branche Énergie France, pour conforter et développer laposition du Groupe en France, dans le domaine du gaz, commede l’électricité et des services (Savelys) ;

• Branche Services, pour intégrer les activités de servicesénergétiques, mettre en œuvre l’ingénierie de projetscomplexes et développer des prestations multiservices ;

• Branche International, pour concevoir et mettre en oeuvre ledéveloppement à l’international, activer les synergies entre lesfiliales et valoriser au mieux le portefeuille d’actifs.

14.2 Conflits d’intérêt au niveau des organes d’administration et de ladirection générale

Conflits d’intérêt

A la connaissance de la Société, il n’existe pas de conflitd’intérêt entre les devoirs des membres du conseild’administration et des directeurs généraux délégués à l’égardde la Société et leurs intérêts privés et/ou d’autres devoirs.

Il est toutefois précisé que Monsieur Philippe Lemoine estPrésident de LaSer Cofinoga, société partenaire de Gaz deFrance au sein de Banque Solfea et Président-directeur généralde la société LaSer dont la filiale LaSer-Contact entretient desrelations d’affaire avec Gaz de France ; Monsieur Yves Ledouxest membre du bureau du SMEDAR (Syndicat Mixted’Elimination des Déchets de l’Arrondissement de Rouen) quiest partenaire de Gaz de France dans le cadre d’un projet derecherche ; Messieurs Yves Ledoux et Edouard Vieillefond sontadministrateurs de GRTgaz, filiale à 100% de Gaz de France ;Monsieur Edouard Vieillefond est administrateur de RTE quiorganise des appels d’offre auxquels Gaz de France estsusceptible de se porter candidat ; Monsieur Guy Dollé étaitprésident de la direction générale d’Arcelor jusqu’au 30septembre 2006, le groupe Arcelor entretenant des relationsd’affaires avec Gaz de France, et administrateur d’ARCInternational, qui entretient des relations d’affaires avec Gaz deFrance ; et Monsieur Aldo Cardoso est administrateur de Rhodiaet d’Imerys, sociétés qui entretiennent des relations d’affairesavec Gaz de France.

Outre les dispositions du Code de commerce applicables enmatière de conventions réglementées, la charte del’administrateur (voir paragraphe 16.4 – “Charte del’administrateur”) prévoit notamment que chacun desadministrateurs doit s’efforcer d’éviter tout conflit pouvantexister entre ses intérêts moraux et matériels et ceux de laSociété, doit informer le Conseil de tout conflit d’intérêt danslequel il pourrait être impliqué et, dans les cas où il ne peutéviter de se trouver en conflit d’intérêt, doit s’abstenir departiciper aux débats ainsi qu’à toute décision sur les matièresconcernées.

Arrangements ou accords sur la désignationdes membres du conseil d’administration et dela direction générale

Il n’existe aucun arrangement ou accord conclu avec desactionnaires, clients, fournisseurs ou autres en vertu duquel l’unquelconque des membres du conseil d’administration ou desdirecteurs généraux délégués aurait été nommé en tant que tel.


ORGANES D’ADMINISTRATION, DE DIRECTION ETDE SURVEILLANCE ET DIRECTION GENERALEConflits d’intérêt au niveau des organes d’administration et de la direction générale 14

Restrictions concernant la cession des actions

Les actions de la Société éventuellement acquises par lesdirecteurs généraux délégués et les administrateursreprésentant les salariés à l’occasion de l’ouverture du capitalde la Société qui a eu lieu le 7 juillet 2005, dans le cadre del’Offre Réservée aux Salariés telle que décrite dans la note

d’opération visée par l’AMF le 22 juin 2005, sont susceptiblesd’être soumises à des restrictions concernant leur cession. Lecas échéant, les actions acquises peuvent être incessiblespendant des périodes dont la durée est déterminée en fonctionde la formule choisie parmi les cinq formules de souscriptionproposées aux salariés dans le cadre de l’Offre Réservée auxSalariés.



15 REMUNERATIONS ET AVANTAGES

15.1 INTÉRÊTS ET RÉMUNÉRATIONS DES MEMBRESDU CONSEIL D’ADMINISTRATION, DUPRÉSIDENT DIRECTEUR-GÉNÉRAL ET DESDIRECTEURS GÉNÉRAUX DÉLÉGUÉS P.157

15.1.1 CONSEIL D’ADMINISTRATION p.15715.1.2 PRÉSIDENT-DIRECTEUR GÉNÉRAL ET

DIRECTEURS GÉNÉRAUX DÉLÉGUÉS p.158

15.2 MONTANT TOTAL DES SOMMESPROVISIONNÉES AUX FINS DU VERSEMENT DEPENSIONS, DE RETRAITES OU D’AUTRESAVANTAGES P.158

15.1 Intérêts et rémunérations des membres du conseil d’administration, duPrésident directeur-général et des directeurs généraux délégués

15.1.1 Conseil d’administration• Les administrateurs représentant l’Etat (Monsieur Paul-

Marie Chavanne, Monsieur Philippe Favre, Monsieur PierreGraff, Monsieur Xavier Musca, Madame Florence Tordjman etMonsieur Edouard Vieillefond) n’ont perçu aucunerémunération (jetons de présence ou autre) de la part de laSociété ou de la part des sociétés contrôlées par la Société autitre de l’exercice 2007. Il en est de même de MonsieurChristian Frémont, administrateur représentant l’Etat ayantdémissionné en cours d’exercice.

• Les administrateurs représentant les salariés (MonsieurOlivier Barrault, Monsieur Bernard Calbrix, Monsieur Jean-François Le Jeune, Monsieur Yves Ledoux et Madame Anne-Marie Mourer) n’ont perçu aucune rémunération (jetons deprésence ou autre) de la part de la Société ou de la part dessociétés contrôlées par la Société en contrepartie de l’exercicede leur mandat d’administrateur au titre de l’exercice 2007. Ilen est de même des administrateurs représentant les salariésayant cessé leur fonction en cours d’exercice (Monsieur EricButazzoni et Monsieur Daniel Rouvery).

• Les administrateurs désignés par l’assemblée générale des

actionnaires autres que le Président-directeur général(Monsieur Jean-Louis Beffa, Monsieur Aldo Cardoso, MonsieurGuy Dollé, Monsieur Peter Lehmann et Monsieur PhilippeLemoine) reçoivent des jetons de présence.

L’assemblée générale des actionnaires fixe le montant globalannuel des jetons de présence, sur proposition du conseild’administration. L’assemblée générale annuelle du 23 mai2007 a fixé l’enveloppe globale des jetons de présence à verserpour l’exercice 2006 à la somme de 138 750 euros, 2 000 eurosétant versés par séance du conseil d’administration et 1 250euros par séance de comité, sauf pour le président du comitéd’audit et des comptes, Monsieur Aldo Cardoso, et le présidentdu comité de la stratégie et des investissements, MonsieurPeter Lehman, qui ont perçu 2 000 euros par séance desditscomités.

Pour l’exercice 2007, le conseil d’administration propose àl’assemblée générale des actionnaires devant se réunir le19 mai 2008 une enveloppe globale de 145 500 euros, à répartirselon les critères d’attribution suivants : 2 000 euros parséance du conseil d’administration et 1 250 euros par séancede comité, à l’exception des présidents des comités, MessieursAldo Cardoso et Peter Lehmann, qui percevront 2 000 euroschacun par séance du comité qu’ils président. Cette enveloppeglobale tient également compte d’un montant de 10 000 eurosà verser à Monsieur Philippe Lemoine pour avoir assuré laprésidence du comité ad hoc constitué pour revisiter lerèglement intérieur du conseil d’administration.

Le tableau figurant ci-dessous détaille les sommes versées – ou dont le versement est proposé – aux administrateurs désignés parl’assemblée générale des actionnaires au titre des deux derniers exercices :

Nom Jetons de présence

Au titre de l’exercice 2007 (1) Au titre de l’exercice 2006

Jean-Louis Beffa 14 000 euros 16 000 euros

Aldo Cardoso 54 250 euros 57 000 euros

Guy Dollé 18 000 euros 16 000 euros

Philippe Lemoine 28 000 euros 22 000 euros

Peter Lehmann 31 250 euros 27 750 euros

Total 145 500 euros 138 750 euros

(1) Sous réserve d’approbation par l’assemblée générale des actionnaires devant se réunir le 19 mai 2008.


15 REMUNERATIONS ET AVANTAGESIntérêts et rémunérations des membres du conseil d’administration, du Président directeur-général et desdirecteurs généraux délégués

Ces administrateurs ne perçoivent aucune autre rémunération ou avantage en nature de la Société ou des sociétés contrôlées par laSociété au titre de leur mandat pour l’exercice 2007.

15.1.2 Président-directeur général et directeurs généraux délégués

Le tableau ci-dessous présente les montants bruts avant impôt en euros des rémunérations versées et avantages en nature attribués auPrésident-directeur général et aux directeurs généraux délégués de la Société au cours des deux derniers exercices :

Nom et qualité AnnéeRémunération

fixeRémunération

variableRémunérationexceptionnelle

Avantagesen nature Total


Président Directeur Général2007 327 048 128 276 372 455 696

2006 320 689 111 593 - 1 311 433 593

Yves Colliou

Directeur Général Délégué2007 310 499 93 553 61 759 3 452 478 990

2006 277 964 90 498 16 660 4 371 389 493

Jean-Marie Dauger

Directeur Général Délégué2007 311 416 93 553 61 049 12 531 488 276

2006 278 865 92 338 16 660 13 538 401 401

La rémunération variable annuelle versée à Monsieur Jean-François Cirelli est plafonnée à 40% du montant de sarémunération fixe annuelle et est calculée pour 70% en fonctiondes résultats nets, de l’excédent brut opérationnel et del’évolution de la productivité du Groupe, et pour 30% en fonctionde critères qualitatifs.

La rémunération variable annuelle versée à Messieurs YvesColliou et Jean-Marie Dauger est plafonnée à 40% du montantde leur rémunération fixe annuelle. Elle est calculée en fonction

des résultats du Groupe et des résultats de leurs branchesrespectives, telles que décrites au paragraphe 14.1.2 – « Directiongénérale, comité exécutif et organisation opérationnelle ».

Le Président et les directeurs généraux délégués n’ont reçuaucune rémunération ou avantage en nature de la part dessociétés contrôlées par la Société au sens de l’article L. 233-16du Code de commerce. Ils ne bénéficient d’aucun régimespécifique de retraite, n’ont reçu aucune prime d’arrivée et nebénéficient pas de prime de départ.

15.2 Montant total des sommes provisionnées aux fins du versement depensions, de retraites ou d’autres avantages

Les informations relatives à la participation détenue par lesmembres du conseil d’administration et les directeurs générauxdélégués dans le capital social de la Société et aux optionsexistantes sur leurs actions figurent au paragraphe 17.5 –« Participations et stock-options des administrateurs etdirecteurs généraux délégués ».

Concernant les sommes provisionnées par la Société aux fins duversement de pensions, de retraites ou d’autres avantages, voirparagraphe 20.1.1.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2007en normes IFRS / Annexes / Note 23 ».


16 FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTION

16.1 MANDATS DES MEMBRES DES ORGANESD’ADMINISTRATION P.159

16.2 INFORMATIONS SUR LES CONTRATS DEPRESTATION DE SERVICES LIANT LESMEMBRES DU CONSEIL D’ADMINISTRATION ETDE DIRECTION À LA SOCIÉTÉ OU À L’UNEQUELCONQUE DE SES FILIALES P.159

16.3 FONCTIONNEMENT DU CONSEILD’ADMINISTRATION P.159

16.4 CHARTE DE L’ADMINISTRATEUR P.161

16.5 COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION P.16216.5.1 COMITÉ D’AUDIT ET DES COMPTES p.16216.5.2 COMITÉ DE LA STRATÉGIE ET DES

INVESTISSEMENTS p.164

16.5.3 COMITÉ DE LA RÉMUNÉRATION p.16416.5.4 COMITÉ DU DÉVELOPPEMENT DURABLE

ET DE L’ÉTHIQUE p.165

16.6 LIMITATIONS APPORTÉES AUX POUVOIRS DELA DIRECTION P.165

16.6.1 DÉCISIONS SOUMISES ÀL’AUTORISATION PRÉALABLE DUCONSEIL D’ADMINISTRATION p.165

16.6.2 LIMITATIONS AUX POUVOIRS DESDIRECTEURS GÉNÉRAUX DÉLÉGUÉS p.165

16.7 LE CONTRÔLE INTERNE P.166

16.8 DÉCLARATION RELATIVE AU GOUVERNEMENTD’ENTREPRISE P.166

16.1 Mandats des membres des organes d’administrationLe mandat de tous les membres actuels du conseild’administration prendra fin le 22 novembre 2009.

Les dates de première nomination ou élection, ainsi que lesdates de début du mandat actuel, de chaque membre du conseil

d’administration et de chaque directeur général délégué figurentau paragraphe 14.1 – « Composition des organesd’administration et de direction ».

16.2 Informations sur les contrats de prestation de services liant lesmembres du conseil d’administration et de direction à la Société ou àl’une quelconque de ses filiales

A la connaissance de la Société, il n’existe aucun contrat deprestation de services liant les membres du conseild’administration ou les directeurs généraux délégués à laSociété ou à l’une quelconque de ses filiales.

Les six administrateurs représentant les salariés et les deuxdirecteurs généraux délégués sont liés à la Société ou à unesociété du Groupe par un contrat de travail.

16.3 Fonctionnement du conseil d’administrationLe fonctionnement du conseil d’administration de la Société estdéterminé par les dispositions légales et réglementaires, parses statuts et par un règlement intérieur adopté par le conseild’administration dans sa séance du 19 décembre 2007 (le“Règlement Intérieur”)(1). Le Règlement Intérieur précise enparticulier les périmètres de responsabilité du conseild’administration et de ses membres ainsi que le mode defonctionnement du conseil d’administration et de ses comitésspécialisés et établit une charte de l’administrateur qui édicteles règles que chaque administrateur s’oblige à respecter.

Le Règlement Intérieur fait l’objet, en tant que de besoin, d’unerevue de la part du conseil d’administration. Par ailleurs, chaqueadministrateur s’engage à formuler toute recommandation luiparaissant de nature à améliorer les modalités defonctionnement du conseil, notamment à l’occasion del’évaluation périodique de celui-ci. Il accepte l’évaluation de sapropre action au sein du conseil d’administration.

(1) Le Règlement Intérieur peut être modifié à tout moment par le conseil d’administration.


16FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONFonctionnement du conseil d’administration

Communication des informations aux administrateurs

Aux termes du Règlement Intérieur, sauf en cas de nécessité, leprésident du conseil d’administration transmet auxadministrateurs, au moins six jours francs avant la tenue dechaque réunion, les informations et les documents qui leur sontnécessaires pour exercer pleinement leur mission ainsi que,dans la mesure du possible, le projet de procès-verbal de laséance précédente.

Le Règlement Intérieur prévoit par ailleurs que le présidentcommunique de manière régulière aux administrateurs, et entredeux séances au besoin, toute information pertinente

concernant la Société. Chaque administrateur peut bénéficier detoute formation nécessaire au bon exercice de sa fonctiond’administrateur – et le cas échéant, de membre de comité –dispensée par l’entreprise ou approuvée par elle.

Enfin, les administrateurs peuvent, en vue de compléter leurinformation, rencontrer les principaux dirigeants de la Société etdu Groupe, y compris hors la présence du président et desmembres de la direction générale, sur les sujets figurant àl’ordre du jour du conseil d’administration. Ils font part de leurdemande au secrétaire du conseil d’administration. Il estrépondu à leurs questions dans les meilleurs délais.

Attributions du conseil d’administration

Le conseil d’administration délibère en particulier sur lesprincipales orientations stratégiques, économiques, financièresou technologiques de l’activité de la Société et du Groupe, avantl’intervention des décisions qui y sont relatives.

Outre les questions réservées à la compétence du conseild’administration par les dispositions législatives etréglementaires applicables, doivent être obligatoirement inscritsà l’ordre du jour – après étude le cas échéant par le ou lescomité(s) compétent(s) – l’examen et le vote d’un certainnombre d’opérations significatives telles que la conclusion decontrats avec l’Etat relativement aux objectifs et aux modalitésde mise en œuvre des missions de service public assignées à laSociété, certaines acquisitions ou cessions de participations,certains projets d’achat à long terme d’énergie et certainesopérations financières.

Par ailleurs, le président doit inscrire à l’ordre du jour:

• au moins deux fois par an, une revue de la situation financière,de la trésorerie, ainsi que des engagements de la Société et duGroupe;

• une fois par an, et en tant que de besoin, une informationrelative à la situation des principales filiales et participationsde la Société en difficultés financières;

• une fois par an, la politique de sécurité du Groupe;

• une fois par an, un examen des modalités dans lesquelless’exerce le droit de supervision de la Société sur ses filiales dusecteur régulé;

• une fois par an, un examen de la politique d’achats hors gaz duGroupe;

• les opérations de vente de gaz dépassant 15 milliards de kWhpar an;

• une fois par an, un examen de la politique d’approvisionnementen matière énergétique;

• une fois par an, une information sur la réalisation des contratsrelatifs aux objectifs et à la mise en œuvre des missions deservice public assignés à la Société ;

• une fois par an, un bilan du fonctionnement du Conseil ;

• une fois par an, une information sur le montant des cautions,avals et garanties consentis par les filiales significatives de laSociété.

Réunions du conseil d’administration

Le conseil d’administration de la Société se réunit aussi souventque l’intérêt de la Société l’exige et tient au moins huit séancespar an, dont au moins une par trimestre. Le président fixel’ordre du jour des séances.

En cas de motif légitime, le Président peut autoriser un ou desadministrateur(s) à participer au conseil d’administration parvoie de visioconférence ou de télécommunications.

Le conseil d’administration s’est réuni 13 fois en 2007, avec untaux de présence de ses membres de 74 % en moyenne.

Au cours de l’année 2007, le Conseil d’administration anotamment examiné les dossiers concernant :

• le budget,

• l’arrêté des comptes et la proposition d’affectation du résultat,

• la répartition des jetons de présence,

• les états financiers semestriels,

• les cautions, avals et garanties,

• la stratégie,

• la politique commerciale,

• le projet de fusion avec le groupe Suez,


FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONFonctionnement du conseil d’administration 16

• la politique d’approvisionnement en gaz du Groupe,

• la politique de gestion des risques,

• le plan d’attribution gratuite d’actions,

• la filialisation du distributeur,

• le programme de rachat d’actions,

• le règlement intérieur du conseil d’administration,

• ainsi qu’un certain nombre d’opérations liées à desinvestissements ou des engagements importants du Groupedans le cadre de son développement.

Le Règlement Intérieur prévoit la nomination par le conseild’administration, sur proposition du président, d’un secrétairedu conseil qui peut ne pas être administrateur. MonsieurEmmanuel Hedde a été nommé secrétaire du conseild’administration par le conseil d’administration à compter du30 avril 2007.

Le secrétaire du comité d’entreprise et le Contrôleur d’Etatassistent aux séances du conseil d’administration sans voiedélibérative.

Aux termes du Règlement Intérieur, si six administrateurs aumoins le lui demandent, le président procède à la convocationdu conseil d’administration dans un délai de sept jours francs auplus, à compter de la demande qui lui a été adressée, ou dansun délai fixé en accord avec les administrateurs ayant fait lademande.

Présence d’un commissaire du Gouvernement

La loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur del’énergie, modifiant la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, prévoit quele ministre en charge de l’énergie nomme un commissaire duGouvernement qui assiste, avec voix consultative, aux séances

du conseil d’administration de la Société. A la dated’enregistrement du présent document de référence, aucuncommissaire du Gouvernement n’a été désigné auprès de Gaz deFrance.

16.4 Charte de l’administrateurDans le cadre de l’adoption de son Règlement Intérieur, leconseil d’administration a adopté une charte de l’administrateur.Cette charte prévoit en particulier que:

• L’administrateur doit agir en toute circonstance dans l’intérêtsocial de l’entreprise, étant entendu que le critère ultime dansla prise de décision doit être celui de l’intérêt à long terme del’entreprise, celui qui assure sa pérennité et sondéveloppement. L’administrateur doit, quel que soit son modede désignation, se considérer comme représentant l’ensembledes actionnaires.

• L’administrateur doit prendre la pleine mesure de ses droits etobligations. Il doit notamment connaître et respecter lesdispositions légales et réglementaires relatives à sa fonction,ainsi que les règles propres à la Société résultant de sesstatuts et du Règlement Intérieur du conseil d’administration.

• L’administrateur exerce ses fonctions avec indépendance,loyauté et professionnalisme.

• L’administrateur veille à préserver en toute circonstance sonindépendance de jugement, de décision et d’action. Il s’interditd’être influencé par tout élément étranger à l’intérêt socialqu’il a pour mission de défendre. Il alerte le conseil sur toutélément de sa connaissance lui paraissant de nature à affecterles intérêts de l’entreprise. Il a le devoir d’exprimer clairementses interrogations et ses opinions. Il s’efforce de convaincre leconseil de la pertinence de ses positions. En cas de désaccord,il veille à ce que ceux-ci soient explicitement consignés dansles procès-verbaux des délibérations. Des dispositions serontprises pour assurer l’indépendance des administrateurssalariés, notamment au niveau de leur évolutionprofessionnelle.

• L’administrateur s’efforce d’éviter tout conflit pouvant existerentre ses intérêts moraux et matériels et ceux de la Société. Ilinforme le conseil d’administration de tout conflit d’intérêtsdans lequel il pourrait être impliqué. Dans les cas où il ne peutéviter de se trouver en conflit d’intérêts, il s’abstient departiciper aux débats ainsi qu’à toute décision sur les matièresconcernées.

• L’administrateur ne prend aucune initiative qui pourrait nuireaux intérêts de la Société et agit de bonne foi en toutecirconstance. Il est tenu à la discrétion à l’égard desinformations et des débats auxquels il participe et respecte lecaractère confidentiel des informations données comme tellespar le président du conseil d’administration. Il s’interditd’utiliser pour son profit personnel ou pour le profit dequiconque les informations privilégiées auxquelles il a accès.En particulier, lorsqu’il détient sur la société où il exerce sonmandat d’administrateur des informations non renduespubliques, il s’abstient de les utiliser pour effectuer ou faireeffectuer par un tiers des opérations sur les titres de celle-ci.

• L’administrateur s’engage à consacrer à ses fonctions letemps et l’attention nécessaires. Il s’informe sur les métiers etles spécificités de l’entreprise, ses enjeux et ses valeurs, ycompris en interrogeant ses principaux dirigeants. Il participeaux réunions du conseil d’administration avec assiduité etdiligence. Il s’efforce de participer à au moins un des comitésspécialisés du conseil. Il assiste aux assemblées généralesd’actionnaires. Il s’efforce d’obtenir dans les délais appropriésles éléments qu’il estime indispensables à son informationpour délibérer au sein du conseil en toute connaissance decause. Il s’attache à mettre à jour les connaissances qui luisont utiles et a le droit de demander à l’entreprise lesformations qui lui sont nécessaires pour le bon exercice de samission.


16FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONCharte de l’administrateur

• L’administrateur contribue à la collégialité et à l’efficacité destravaux du conseil d’administration et des comités spécialiséséventuellement constitués en son sein. Il formule touterecommandation lui paraissant de nature à améliorer lesmodalités de fonctionnement du conseil, notamment àl’occasion de l’évaluation périodique de celui-ci. Il acceptel’évaluation de sa propre action au sein du conseil. Il s’attache,avec les autres membres du conseil, à ce que les missions de

contrôle soient accomplies avec efficacité et sans entraves. Enparticulier, il veille à ce que soient en place dans l’entrepriseles procédures permettant le contrôle du respect des lois etrèglements, dans la lettre et dans l’esprit. Il s’assure que lespositions adoptées par le conseil d’administration font l’objet,sans exception, de décisions formelles, correctement motivéeset transcrites dans les procès-verbaux de ses réunions.

16.5 Comités du conseil d’administration

Les statuts de Gaz de France donnent la possibilité au conseild’administration de constituer des comités en son sein,notamment un comité d’audit et des comptes et un comité de lastratégie et des investissements, appelés à étudier toutesquestions relatives à la Société que lui-même ou le présidentsoumet pour avis à leur examen.

Le Règlement Intérieur du conseil d’administration, tel qu’adoptépar le conseil d’administration lors de sa séance du 19 décembre2007, précise que le conseil d’administration peut décider decréer en son sein des comités, permanents ou temporaires,destinés à faciliter le bon fonctionnement du conseil et àconcourir efficacement à la préparation de ses décisions. Leconseil d’administration, sur proposition de son président etaprès concertation, désigne les membres des comités et leurprésident, en tenant compte des compétences, de l’expérience, etde la disponibilité des administrateurs qui le souhaitent, dans lerespect des équilibres du conseil. Le commissaire duGouvernement désigné, en cas de privatisation de la Société, parle ministre en charge de l’énergie assiste, avec voix consultative,aux séances des comités conformément à l’article 39 de la loi n°2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie.Le rapport annuel de la Société comporte un exposé sur l’activitéde chacun des comités au cours de l’exercice écoulé.

La mission d’un comité permanent ou temporaire consiste àétudier les sujets et projets que le conseil d’administration ou leprésident renvoie à son examen, à préparer les travaux etdécisions du conseil d’administration relativement à ces sujetset projets, ainsi qu’à rapporter leurs conclusions au conseild’administration sous forme de comptes-rendus, propositions,

avis, informations ou recommandations. Les comitésaccomplissent leurs missions sous la responsabilité du conseild’administration.

La durée du mandat des membres des comités permanents esten principe de deux exercices financiers annuels, sauf lorsque ladurée restante des mandats d’administrateurs concernés nepermet pas d’accomplir entièrement ces deux exercices; dansce dernier cas, les mandats d’administrateurs et de membresdes comités s’achèvent simultanément. Ces mandats demembres des comités permanents sont renouvelables sousréserve du maintien de la qualité d’administrateur despersonnes concernées. Le renouvellement des mandats demembres des comités permanents intervient au terme de laséance du conseil d’administration au cours de laquelle lescomptes annuels sont arrêtés.

Ont ainsi été constitués un comité d’audit et des comptes, uncomité de la stratégie et des investissements, un comité de larémunération et un comité du développement durable et del’éthique. La composition, les attributions et les modalités defonctionnement de ces comités permanents sont décritesci-dessous.

Tout comité rend compte de l’ensemble de ses travaux à laréunion suivante du conseil d’administration, en faisant part desinformations, avis, propositions ou recommandations consignésaux comptes-rendus de ses séances. Aucun comité ne peuttraiter de sa propre initiative de questions qui déborderaient lecadre propre de sa mission. Les comités n’ont pas de pouvoir dedécision.

16.5.1 Comité d’audit et des comptes

16.5.1.1 Composition et fonctionnement

Le comité d’audit et des comptes est composé de cinqmembres : Monsieur Aldo Cardoso, qui le préside, MessieursEric Buttazzoni (jusqu’à la fin de son mandat d’administrateur le14 décembre 2007), Edouard Vieillefond, Paul-Marie Chavanne etBernard Calbrix.

Le comité d’audit et des comptes tient au moins quatre réunionspar an, dont deux pour examiner les comptes semestriels etannuels et une pour examiner le budget. L’ordre du jour desréunions du comité est proposé par son président. En 2007, lecomité s’est réuni 12 fois avec un taux de présence des membresde 75 %. Au cours de ses réunions, le comité a abordé,notamment, les sujets suivants : budget 2007, comptes sociaux et

consolidés 2006, politique financière (bilan 2006 et perspectives2007-2008), résultats 2006 et perspectives des principales filialeset participations, politique de contrôle interne, critères derentabilité dans le cadre d’opérations de croissance externe,bilan des audits 2006 et programme d’audit 2007, risques duGroupe en 2006, document de référence 2006, présentation de lafiliale Gaselys, filialisation du distributeur, procédure derenouvellement du mandat des commissaires aux comptes,fusion avec Suez, contrats d’achat de gaz à long terme etopérations de couverture, états financiers semestriels,communication financière, clôture des comptes 2007,organisation de la filière financière et comptable du Groupe,programme de travail des commissaires aux comptes sur lescomptes 2007, et cautions, avals et garanties.


FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONComités du conseil d’administration 16

Le comité d’audit et des comptes a pour interlocuteursprincipaux la direction générale, la direction financière, ladirection de l’audit, ainsi que les commissaires aux comptes dela Société. L’audition des membres de la direction financièrepeut être réalisée hors la présence du Président-directeurgénéral. L’audition des commissaires aux comptes peut êtreréalisée hors la présence de tout personnel ou dirigeant de laSociété. Pour l’accomplissement de ses missions, le comité peutégalement recourir à des experts extérieurs en tant que debesoin.

Le président du comité de la stratégie et des investissementsreçoit les ordres du jour du comité d’audit et des comptes etpeut y assister.

16.5.1.2 Missions

Comptes

Le comité d’audit et des comptes a pour mission de :

• s’assurer de la pertinence et de la permanence des méthodescomptables adoptées pour l’établissement des comptesconsolidés ou sociaux ainsi que du traitement adéquat desopérations significatives au niveau du Groupe ;

• procéder une fois par an, et en tant que de besoin (notammenten cas de difficultés financières) à l’examen des principalesfiliales et participations de la Société ;

• au moment de l’arrêté des comptes, procéder à l’examenpréalable et donner un avis sur les projets de comptes sociauxet consolidés, semestriels et annuels préparés par la DirectionFinancière, avant leur présentation au conseild’administration. A cet effet, le comité entend lescommissaires aux comptes, la direction générale et ladirection financière, en particulier sur les amortissements,provisions, traitements des survaleurs, principes deconsolidation, et engagements hors bilan. Il peut égalementexaminer tous comptes établis pour les besoins d’opérationsspécifiques (apports, fusions, opérations de marché, mise enpaiement d’acomptes sur dividendes, etc.) ;

• être informé de la stratégie financière et des conditions desprincipales opérations financières du Groupe ;

• examiner les projets de rapports annuels d’activité et degestion avant leur publication ; et

• examiner le périmètre des sociétés consolidées et le choix duréférentiel de consolidation des sociétés du Groupe.

Risques


• examiner les risques et les engagements significatifs,notamment au travers d’une cartographie des risques ;

• examiner la politique de maîtrise des risques dans tous lesdomaines (notamment la politique d’assurance, la gestionfinancière et les interventions sur les marchés à terme) ;

• procéder annuellement à une revue de performance desprincipales filiales de la Société.

Contrôle, audit interne, Commissaires auxComptes


• vérifier que des procédures internes de collecte et de contrôledes informations garantissent la fiabilité de celles-ci etexaminer le plan d’audit interne du Groupe et le plan desinterventions des commissaires aux comptes ;

• entendre les responsables de l’audit interne et du contrôle,donner son avis sur l’organisation de ces services, prendreconnaissance des programmes de travail, et recevoir unesynthèse de l’activité d’audit interne de la Société et du Groupeainsi que tous rapports d’audit demandés par le président ducomité ;

• entendre régulièrement des rapports des auditeurs externesdu Groupe sur les modalités de réalisation de leurs travaux ;

• contrôler l’exécution de la politique d’achat ;

• veiller au respect des règles, principes et recommandationsgarantissant l’indépendance des commissaires aux comptes ;

• proposer au conseil d’administration, le cas échéant, unedécision sur les points éventuels de désaccord significatifentre les commissaires aux comptes et la Direction Généralesusceptibles de naître à l’occasion de la réalisation et ducontenu des travaux ;

• superviser la procédure de sélection ou de renouvellement(par appel d’offres) des commissaires aux comptes en veillantà la sélection du “mieux-disant”, formuler un avis sur lemontant des honoraires sollicités pour l’exécution desmissions de contrôle légal, formuler un avis motivé sur lechoix des commissaires aux comptes et faire part de sarecommandation au conseil d’administration pour ce choix ; et

• se faire communiquer le détail des honoraires versés par laSociété et le Groupe aux cabinets et aux réseaux descommissaires aux comptes, s’assurer que le montant ou lapart que représentent ces honoraires dans le chiffre d’affairesdes cabinets et réseaux des commissaires aux comptes nesont pas de nature à porter atteinte à leur indépendance.

Politique financière

Les missions du comité d’audit et des comptes sont lessuivantes :

• être informé de la stratégie et de la situation financière duGroupe, des méthodes et techniques utilisées pour définir lapolitique financière ;


16FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONComités du conseil d’administration

• être informé des communications principales de la Sociétéconcernant ses comptes ;

• examiner le budget de la Société ; et

• examiner toute question de nature financière ou comptable quilui est soumise par le président ou le conseil d’administration.

16.5.2 Comité de la stratégie et desinvestissements


Le comité de la stratégie et des investissements est composé desept membres : Monsieur Peter Lehmann, qui le préside,Mesdames Florence Tordjman et Anne-Marie Mourer,Messieurs Philippe Favre, Edouard Vieillefond, Olivier Barrault etJean-François Le Jeune.

Le comité de la stratégie et des investissements tient au moinsquatre réunions par an. L’ordre du jour de ses réunions estproposé par son président. En 2007, le comité de la stratégie etdes investissements s’est réuni 8 fois avec un taux de présencedes membres de 82 %.

Au cours de ses réunions, il a abordé, notamment, les sujetssuivants : politique d’approvisionnement en gaz, politiquecommerciale, plan d’action en matière de développementdurable, politique éolienne, suivi du contrat de service public,projet d’acquisition et de développement du Groupe.

Pour l’accomplissement de ses travaux, le comité de la stratégieet des investissements peut entendre les membres desdirections de la Société et du Groupe ou recourir à des expertsextérieurs en cas de besoin.

Le président du comité d’audit et des comptes reçoit les ordresdu jour du comité de la stratégie et des investissements et peutassister à ses réunions.

16.5.2.2 Missions

Le comité de la stratégie et des investissements a pourmissions:

• en matière de stratégie, d’exprimer au conseil d’administrationson avis sur les grandes orientations stratégiques de laSociété et du Groupe, notamment la politique industrielle,commerciale, sociale, de recherche et développement et dedéveloppement durable, sur le contrat de service public duGroupe, ainsi que sur toute autre question stratégiqueimportante dont le conseil d’administration le saisit ;

• en matière d’investissements, d’étudier et de formuler son avisau conseil d’administration sur les questions qui lui sontsoumises relatives aux opérations majeures relevant duconseil d’administration en matière de croissance externe, dedésinvestissements et de cessions d’entreprises, de prises oude cessions de participations, d’investissements, de création etde modernisation d’équipements industriels et de travaux surune base annuelle ou pluriannuelle, de la politique d’achat(comprenant une information relative aux marchés passéspendant l’année écoulée) ainsi que les projets immobiliersprincipaux décrits dans les attributions du conseild’administration.

16.5.3 Comité de la rémunération


Le comité de la rémunération, créé le 19 décembre 2007, estcomposé de trois (3) membres comprenant au moins deux(2) administrateurs élus par l’assemblée générale : MonsieurJean-Louis Beffa, qui le préside, Messieurs Edouard Vieillefondet Philippe Lemoine.

L’ordre du jour des réunions du comité des rémunérations estproposé par son président qui est choisi parmi l’un desadministrateurs élus par l’assemblée générale. Il dispose d’unevoix prépondérante en cas de partage des voix.

Le comité tient au moins une (1) réunion par an.

En aucun cas, un membre du comité des rémunérations ne peutprendre part aux discussions concernant les avantages ourémunérations dont il est ou serait susceptible d’être lebénéficiaire. Ces discussions n’interviennent qu’entre les autresmembres du comité.

16.5.3.2 Missions

Le comité des rémunérations a pour missions de :

• adresser au Ministre de l’économie, de l’industrie et de l’emploiun avis sur la rémunération du Président-directeur général etcelle des Directeurs généraux délégués, et une propositionportant sur le salaire, la part variable (dont les critèresd’objectifs ainsi que son appréciation des résultats obtenus parchacun au regard des objectifs fixés) et autres rémunérationsde ceux-ci ; cet avis est communiqué au conseil ;

• proposer au conseil un montant global pour les jetons deprésence des administrateurs qui sera proposé à l’Assembléegénérale de la Société ainsi que les règles de répartition et lesmontants individuels des versements à effectuer à ce titre auxadministrateurs et, éventuels censeurs, ces règles devant tenircompte de la participation des administrateurs aux comités ;

• examiner toute question que lui soumettrait le Président etrelative aux questions visées ci-dessus, ainsi qu’aux projetsd’augmentations de capital réservées aux salariés.


FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONComités du conseil d’administration 16

16.5.4 Comité du développement durableet de l’éthique


Le comité du développement durable et de l’éthique, égalementcréé le 19 décembre 2007, est composé de cinq (5) membres aumaximum, comprenant au moins un (1) administrateur élu parl’assemblée générale : Monsieur Peter Lehman, qui le préside,Mesdames Florence Tordjman et Anne-Marie Mourer etMessieurs Yves Ledoux et Jean-François Lejeune.

L’ordre du jour des réunions du Comité du développementdurable et de l’éthique est proposé par son président qui est

choisi parmi l’un des administrateurs élus par l’assembléegénérale. Il dispose d’une voix prépondérante en cas de partagedes voix. Le comité tient au moins une (1) réunion par an.

16.5.4.2 Missions

Il veille à la prise en compte de la démarche de développementdurable et d’éthique dans les travaux du conseil et dans lagestion de la société.

A cet effet, il étudie le processus et la charte éthiques ainsi quela politique de développement durable mise en place.

Il examine le rapport annuel hors états financiers (rapportd’activité et rapport sur le développement durable).

16.6 Limitations apportées aux pouvoirs de la direction

16.6.1 Décisions soumises à l’autorisationpréalable du conseild’administration

L’article 2.4.1 du Règlement Intérieur du conseild’administration de la Société, tel qu’adopté par le conseild’administration lors de sa séance du 19 décembre 2007, prévoitque, “outre les questions réservées à la compétence du conseil parles dispositions législatives et réglementaires applicables, doiventêtre obligatoirement inscrits à l’ordre du jour, après étude le caséchéant par le ou les comité(s) compétent(s), l’examen et le vote :

(a) des contrats à conclure avec l’Etat relativement aux objectifset aux modalités de mise en œuvre des missions de servicepublic assignées à la Société ;

(b) du plan stratégique pluriannuel du Groupe ;

(c) une fois par an, du budget du Groupe pour l’année à venir, telqu’il ressort de la première année du plan stratégique adoptéprécédemment ;

(d) des projets d’acquisition, d’extension, de cession departicipations ou d’activités, de projets de joint venture ou deréalisation d’apports ayant des implications financières oustratégiques importantes dans lesquelles la Société ou sonGroupe accorde son concours ou accepte des concoursextérieurs, lorsque son exposition financière par opération (ycompris les passifs repris et les engagements hors bilan)dans ce type d’opérations excède 200 millions d’euros horstaxes ou sa contre-valeur en devises étrangères ; pour lesprojets ne s’inscrivant pas dans le plan stratégique de laSociété, ce seuil est abaissé à 50 millions d’euros hors taxespar opération ;

(e) des projets d’achat à long terme d’énergie du Groupe portantpar opération sur des quantités supérieures à :

• pour le gaz, 30 milliards de kWh par an, y compris lesconditions de leur acheminement ;

• pour l’électricité, 10 milliards de kWh par an, y compris lesconditions de leur acheminement ;

(f) les projets d’acquisition, de vente ou d’échange par la Sociétéet le Groupe d’immeubles ou de droits immobiliers ainsi quede projets de location d’immeubles dont le montant est évaluéà plus de 100 millions d’euros hors taxes par opération ;

(g) de l’enveloppe cumulée des projets d’emprunts sous formed’émissions de titres ou de conventions de crédit concernantla Société et ses filiales, lorsqu’elle excède une valeur de 500millions d’euros par an ; cette disposition ne s’applique pasau refinancement de concours existants.

Par ailleurs, le conseil d’administration délibère sur le montanttotal et par opération des cautions, avals ou garanties accordéspar la Société afin de garantir d’une part des sociétés du Groupeet d’autre part des tiers hors Groupe, que le conseil autorisepour l’année au Président-directeur général.

16.6.2 Limitations aux pouvoirs desdirecteurs généraux délégués

Le conseil d’administration de la Société a décidé, lors de saséance du 28 août 2007, que dans le cadre de leurs fonctions dedirecteur général délégué, Messieurs Yves Colliou et Jean-MarieDauger assistent le Président-directeur général dans le cadragestratégique et opérationnel du Groupe :

• Monsieur Yves Colliou, en sa qualité de directeur généraldélégué, a notamment la charge de superviser les politiquesde ressources humaines, de sécurité, d’informatique duGroupe ainsi que de Recherche ;

• Monsieur Jean-Marie Dauger, en sa qualité de directeurgénéral délégué, a notamment la charge de superviser lesactivités internationales et de services du Groupe.

En outre, dans leurs domaines d’attribution respectifs, MonsieurYves Colliou, en sa qualité de directeur de la branche« Infrastructures », et Monsieur Jean-Marie Dauger, en saqualité de directeur de la branche « Global Gaz et GNL »,


16FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATIONET DE DIRECTIONLimitations apportées aux pouvoirs de la direction

peuvent chacun conclure et signer tous actes, contrats,marchés, effectuer toute acquisition, extension, cession departicipations ou d’activités, de « joint venture » ou d’apportsayant des implications financières ou stratégiques importanteset dans lesquelles la Société ou le Groupe accorde son concoursou accepte des concours extérieurs (y compris les passifs repriset les engagements hors bilan) lorsque son exposition financièrepar opération n’excède pas 100 millions d’euros hors taxes ou sacontre-valeur en devises étrangères, réserve faite des matièresspécifiques suivantes pour lesquelles la délégation consentie estrestreinte aux seuils indiqués ci-après :

• 30 millions d’euros hors taxes ou sa contre-valeur en devisesétrangères pour la réalisation de toute acquisition, extension,cession de participations ou d’activités, de joint venture oud’apports ayant des implications financières stratégiquesimportantes et dans lesquelles la Société ou le Groupeaccorde son concours ou accepte des concours extérieurs (ycompris les passifs repris et les engagements hors bilan)lorsque de telles réalisations ne s’inscrivent pas dans le planstratégique de la Société ou lorsqu’elles ne relèvent pas dusecteur énergétique ;

• 10 milliards de kWh par an pour des projets d’achat et de vented’énergie du Groupe ;

• 50 millions d’euros hors taxes ou sa contre-valeur en devisesétrangères pour des projets d’investissements industriels duGroupe ou de marchés de travaux ;

• 30 millions d’euros hors taxes ou sa contre-valeur en devisesétrangères pour des projets de marchés de fournitures et deservices (hors approvisionnements d’énergie).

16.7 Le contrôle interneLe rapport du président du conseil d’administration établiconformément aux dispositions de l’article L. 225-37 alinéa 6 duCode de commerce, qui sera présenté à l’assemblée généraleannuelle statuant sur les comptes de l’exercice clos le31 décembre 2007 appelée à se réunir le 19 mai 2008, figure enAnnexe C au présent document de référence. Le rapport descommissaires aux comptes sur ce rapport figure en Annexe D.

16.8 Déclaration relative augouvernement d’entreprise

A la date d’enregistrement du présent document de référence,la Société se conforme au régime de gouvernement d’entrepriseen vigueur en France sous réserve des spécificités liées à sonappartenance au secteur public.

Le Règlement Intérieur du conseil d’administration de laSociété, adopté par celui-ci lors de sa séance du 19 décembre2007, vise à garantir la transparence du fonctionnement duconseil d’administration. Les principales dispositions duRèglement Intérieur sont résumées au paragraphe 16.3 –“Fonctionnement du conseil d’administration”. La charte del’administrateur qui est annexée au Règlement Intérieur traiteen outre notamment de l’indépendance, de la loyauté et duprofessionnalisme des administrateurs ; ses principalesdispositions sont résumées au paragraphe 16.4 – “Charte del’administrateur”.

Dans un souci de transparence et d’information du public, laSociété a pour objectif de s’inspirer des recommandations durapport du groupe de travail présidé par Monsieur Daniel Boutonpour l’amélioration du gouvernement d’entreprise, dont lesconclusions ont été présentées au public le 23 septembre 2002,dans la limite des dispositions législatives et réglementaires quilui sont applicables, notamment en raison de son appartenanceau secteur public. L’application des règles de gouvernementd’entreprise dans le respect des principes législatifs etréglementaires a pour objectif d’éviter un exercice abusif ducontrôle par l’actionnaire majoritaire.


17 SALARIES

17.1 ORGANISATION SOCIALE DU GROUPE 16717.1.1 POLITIQUE RH DU GROUPE 16717.1.2 ADAPTER ET MODERNISER LE STATUT DE

LA BRANCHE DES INDUSTRIESELECTRIQUES ET GAZIÈRES (IEG) 170

17.2 RESSOURCES HUMAINES - EFFECTIFS 17217.2.1 EFFECTIFS DU GROUPE (FRANCE ET

ÉTRANGER) 17217.2.2 EFFECTIFS EN FRANCE (SOCIÉTÉ ET

FILIALES EN FRANCE) 17317.2.3 EFFECTIFS HORS DE FRANCE 174

17.3 FILIALES FRANÇAISES ET FILIALES ÉTRANGÈRES 17417.3.1 RECRUTEMENT 17517.3.2 DIVERSITÉ 17517.3.3 DIALOGUE SOCIAL 17517.3.4 FORMATION ET PROFESSIONNALISATION 176

17.4 PERSONNEL DU GROUPE AU SEIN DE LA SOCIÉTÉ 17617.4.1 EFFECTIFS 17617.4.2 RECRUTEMENTS 176

17.4.3 DÉPARTS, LICENCIEMENTS ET PRÉRETRAITE 17717.4.4 MAIN-D’ŒUVRE EXTÉRIEURE À LA SOCIÉTÉ 17717.4.5 INFORMATIONS RELATIVES AUX PLANS DE

RÉDUCTION DES EFFECTIFS ET DESAUVEGARDE DE L’EMPLOI, AUX EFFORTSDE RECLASSEMENT, AUX RÉEMBAUCHES ETAUX MESURES D’ACCOMPAGNEMENT 177

17.4.6 ORGANISATION ET DURÉE DU TEMPS DETRAVAIL, ABSENTÉISME 177

17.4.7 RÉMUNÉRATION 17717.4.8 RELATIONS PROFESSIONNELLES ET

ACCORDS COLLECTIFS 17717.4.9 CONDITIONS D’HYGIÈNE ET DE SÉCURITÉ 17817.4.10 FORMATION 17817.4.11 EMPLOI ET INSERTION DES TRAVAILLEURS

HANDICAPS 178

17.5 PARTICIPATIONS ET STOCK OPTIONS DESADMINISTRATEURS ET DIRECTEURS GÉNÉRAUXDÉLÉGUÉS 179

17.1 Organisation sociale du Groupe

17.1.1 Politique RH du GroupeLa politique RH du Groupe est indissociable de son projetindustriel. Elle accompagne son développement et évolue aveclui afin de mobiliser tous les collaborateurs : chacun doit y êtreassocié et tous doivent en bénéficier. Une des conditionsmajeures de réussite du projet industriel réside dans la capacitédu Groupe, par ses pratiques en matière de politiques deressources humaines et sociales, à motiver ses collaborateurs,à conforter leurs compétences dans leur emploi, à les prépareraux évolutions de leurs métiers et à développer leur sentimentd’appartenance au Groupe. Cette dimension essentielle duprojet doit être construite dans la durée, en concertationpermanente avec les représentants des salariés sur lepérimètre du Groupe.

Dans cette perspective, en 2007 le développement de démarchesRH du Groupe et l’adaptation du Statut des IEG en France sesont poursuivis.

17.1.1.1 Des dispositifs destinés à attirer,fidéliser les talents et associer tous lescollaborateurs aux résultats du Groupe

• Le développement d’une marque employeur

Afin de rendre l’employeur Gaz de France plus visible et plusattractif auprès de ses cibles de recrutement, un travail sur lepositionnement de la marque Employeur du Groupe, c’est-à-direla bannière commune à l’ensemble des entités, a été réalisé en

collaboration avec des représentants des BU et des filiales duGroupe. L’objectif est de définir l’identité voulue par le Groupe,en tant qu’employeur de nouveaux diplômés et de salariés ayantune expérience professionnelle, cadres et non cadres.

Un diagnostic a été réalisé en interne, à partir d’étudesquantitatives et qualitatives et d’enquêtes spécifiques auprès degroupes-miroirs représentatifs de Gaz de France SA et defiliales (France et Europe). Ce diagnostic a été complété par desenquêtes quantitatives et qualitatives externes auprèsd’étudiants (Français et Européens) et de salariés expérimentés.

Le positionnement Employeur du Groupe, constituera en 2008les bases de la promesse faite par le Groupe aux candidats aurecrutement dont les profils l’intéressent, pour mener à bienson projet industriel et social.

• Le dispositif de professionnalisation aux méthodes de

management

Depuis 2003, « Cap compétences », dispositif deprofessionnalisation des cadres, managers et membres d’équipede direction d’entités du Groupe Gaz de France, propose desactions pour maintenir et développer les compétencesnécessaires aux emplois actuels et futurs du Groupe.

En 2007, le dispositif a été rénové. Il s’articule désormais autourde quatre domaines :

- l’accueil et l’intégration (nouveaux entrants cadres),

- les pratiques managériales (culture commune),


17 SALARIESOrganisation sociale du Groupe

- la diversité culturelle,

- la mobilité internationale.

Avec une ouverture plus marquée à l’international, en 2007, ledispositif a accueilli plus de 450 participants (10 000 heures deprofessionnalisation). Fin 2007, a été intégré un atelier desensibilisation à l’interculturel, bilingue anglais-français.

• L’accompagnement de la mobilité au sein du Groupe

Poursuivant un triple objectif : l’harmonisation des pratiques, lalisibilité des conditions de la mobilité internationale au sein duGroupe et la stimulation de cette mobilité par unaccompagnement adapté, le Groupe s’est doté d’un référentield’accompagnement de la mobilité Groupe à l’international.

Il prévoit trois principes directeurs tout en préservant desmarges de manœuvre pour les BU :

– la garantie d’une rémunération juste équitable,

– une protection sociale performante (santé, retraite),

– un droit à l’évolution dans le Groupe.

• Vivier de talents mobiles à l’international

Ce vivier créé en 2007 à l’initiative de la DRH Groupe estactualisé régulièrement. Il regroupe des cadres, managers etexperts, recensés par type de compétences et répondant auxcritères suivants : un bon niveau de maîtrise d’une langueétrangère et une première expérience dans le Groupe (aminima), une disponibilité sous 2 ans maximum, un projet demobilité déclaré.

• Des dispositifs d’intéressement dans les sociétés françaises

L’accord d'intéressement de la Société conclu le 3 juin 2005pour la période 2005-2007 a permis de verser en moyenne, auxsalariés de Gaz de France 1 039 euros au titre des résultats2006. Le montant total distribué au titre de l’intéressement 2006s’est élevé à 22,6 millions d’euros, soit 3,2% de la massesalariale. Pour mémoire, le montant moyen versé avait été de1 037 euros au titre de 2005 et de 991 euros au titre de 2004.

Cet accord s’appuie sur deux niveaux de critères : des critèresanalysés au niveau de l’entreprise (l’excédent brut d’exploitationdivisé par le chiffre d’affaires et le respect des quotasd’émission de CO2) et des critères analysés au niveaudécentralisé (au niveau du métier ou au niveau de la directiond’appartenance du salarié ou au niveau de regroupementd’entités).

Les salariés ont eu le choix entre percevoir immédiatementl’intéressement, l’investir dans le Plan d’Epargne d’Entreprise(“PEE”) de la Société, le placer sur le compartiment “Revenus“ou sur le compartiment à capital garanti « Harmony 2007 » duFCPE Action Gaz 2005 dans le Plan d’Epargne Groupe ("PEG")ou, enfin, le verser dans un compte-épargne temps. Les

sommes placées dans le PEE, le PEG ou le compte-épargnetemps ouvrent droit à l’abondement à hauteur de 100 % desmontants versés.

Les salariés de la Société peuvent par ailleurs faire desversements à titre individuel dans le PEE. Ces versementsindividuels sont abondés à hauteur de 60% à concurrence de 610euros et à hauteur de 35% pour les 610 euros suivants dans lalimite d’un plafond global annuel par salarié. Le montant totalde l’abondement versé s’élève à 15,8 M€ représentant 2,2 % dela masse salariale.

Les dispositions relatives à l’abondement de l’intéressementcomme des versements volontaires initialement applicablespour une durée de trois ans qui expirait le 31 décembre 2007 ontété reconduites pour une année supplémentaire. Les salariéspeuvent aussi faire des versements volontaires dans le PEGmais ceux-ci ne seront pas abondés.

L’accord d’intéressement de COFATHEC SERVICES a permis deverser au titre de l’année 2006 la somme de 3,2 millions d’euros.Le montant moyen par salarié a été de 984 euros brut 75% del’intéressement global visent à récompenser la performancecollective liée aux résultats de la Société. Cette partie estrépartie entre les bénéficiaires, à hauteur de 70% de sonmontant proportionnellement à la rémunération annuelle brute,et à hauteur de 30% de son montant proportionnellement autemps de présence effective ou assimilée dans l’entreprise aucours de l’exercice.

25% de l’intéressement global visent à récompenserl’amélioration de la performance des agences en fonction desrésultats en matière de sécurité (pour un tiers) et des résultatséconomiques des agences (pour 2/3).

Cette deuxième partie est répartie proportionnellement autemps de présence dans l’entreprise entre les salariés desagences concernées comme indiqué dans l’accord du 15 juin2006.

Les salariés de COFATHEC SERVICES ont la possibilité de versertout ou partie de leur prime d’intéressement sur le PEE. Parailleurs, suite aux avenants signés le 16 mars 2006 et le 8 mars2007 au niveau de la maison mère, les salariés bénéficiaires quile souhaitent peuvent placer ces sommes dans le PEG Gaz deFrance sur le compartiment « REVENUS » du fonds « ACTIONGAZ 2005 » ou sur le compartiment « HARMONY 2007 » (formuleà capital garanti) avec un abondement de 100%, ces sommesétant exonérées d’impôt sur le revenu, mais indisponiblespendant 5 ans.

Chez Savelys, filiale spécialisée dans l'entretien et le dépannagedes chaudières individuelles et des petites chaufferies, unaccord d’intéressement a été signé en 2007 dont les critères derésultat sont définis au niveau local (180 agences).

• Un actionnariat salarié dynamique

Lors de l’ouverture de son capital en 2005, Gaz de France aproposé aux salariés et anciens salariés du Groupe d’en deveniractionnaires. 68 906 d’entre eux le sont devenus en bénéficiant


SALARIESOrganisation sociale du Groupe 17

des incitations financières permises par le Code du travail, la loidu 6 août 1986 relative aux modalités de privatisation et la loi du9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz etaux entreprises électriques et gazières. A l’issue de cetteopération, les salariés et anciens salariés du Groupe détenaient2,3% du capital de la Société.

Un PEG a été mis en place dans le cadre d’un accord à duréeindéterminée signé par les syndicats le 22 février 2005 et ouvert àtoutes les filiales françaises du Groupe détenues à plus de 50%.

Ainsi un salarié en France a pu choisir entre cinq formulesdifférentes, décrites dans la Note d’Opération visée par l’AMF le22 juin 2005, panachant décote sur le prix d'achat, abondementde l'entreprise, actions gratuites, différé de paiement, prise encharge des frais de gestion des titres ou mise en place d'unmécanisme financier permettant de minimiser le risque actionencouru (effet de levier). L'ensemble des dispositions permettaitde diminuer de façon significative le prix d'acquisition desactions en contrepartie d'une durée de blocage des titres plus oumoins longue. (Voir aussi le paragraphe 21.1.7.2.2 – “Attributiond’actions gratuites dans le cadre de l’Offre Réservée auxSalariés”).

Ces informations ont fait l'objet d'une communication trèsimportante sous diverses formes pour que chaque ayant droit del’offre soit informé.

Développements en 2007

En 2006 et 2007, les salariés du Groupe en France ont pucontinuer à acquérir des actions Gaz de France à travers le PEG.Cette acquisition pouvait notamment être réalisée dans le cadredu placement de l’intéressement au titre des résultats, celui-ciétait alors accompagné d’un abondement de l’entreprise àhauteur de 100% des sommes investies. La périoded’incessibilité absolue des actions acquises dans le cadre del’Offre Réservée aux Salariés a pris fin le 8 septembre 2007 ; au31 décembre 2007, les salariés et anciens salariés du Groupedétenaient 2% du capital de la Société (dont 1,6% au travers d’unFond Commun de Placement d’Entreprise).

Par ailleurs, pour associer l’ensemble des salariés à la réussitecollective du Groupe en 2006 et à ses performances futures ainsique pour renforcer la présence des salariés au capital del’entreprise, Gaz de France a mis en place en juin 2007 un planmondial d’attribution gratuite d’actions dénommé Actions+ 2007.

Tous les salariés de Gaz de France et des filiales contrôlées (enFrance et à l’étranger) présents dans l’entreprise le 20 juin 2007se verront attribuer en juin 2009, sous une double condition deprésence et de performance, 30 actions. Pour les salariés desservices communs à EDF et Gaz de France, l’attribution desactions est pondérée de la « clé » gaz de leur entité, le nombred’actions étant systématiquement arrondi au nombre entiersupérieur avec un minimum de cinq actions.

Cette attribution représente 0,16% du capital du Groupe.

D’autre part, la formule Harmony 2007 est une nouvellepossibilité de placement de l’intéressement offerte, en 2007, auxsalariés de Gaz de France et de toutes les filiales françaises

adhérentes au PEG ayant versé un intéressement au titre del’exercice 2006. Elle vient en complément du placement en« tout action » classique dans le compartiment Revenus duFCPE Action Gaz 2005. Harmony 2007 permet aux salariés decontinuer à participer au développement du Groupe eninvestissant en actions Gaz de France tout en limitant lesrisques en cas de baisse du cours de l’action pendant les cinqannées qui suivent le placement. L’intéressement placé sur lecompartiment Harmony 2007 est abondé à 100%, comme celuiplacé sur Revenus.

La formule a rencontré le succès. Sur les 6,4 M€ investis en2007 sur le FCPE Action Gaz 2005 au titre de l’intéressement etde l’abondement correspondant, 3,8 M€ l’ont été sur lecompartiment Revenus et 2,6 M€ sur le compartiment Harmony2007.

• Participation aux résultats

A la date d’enregistrement du présent document de référence,Gaz de France ne figure pas sur la liste des entreprisespubliques auxquelles s’applique la participation des salariés auxrésultats de l’entreprise. Certaines filiales du Groupe ontnéanmoins mis en place un régime de participation.

17.1.1.2 Le déploiement du référentiel deGroupe de management des hommes et desorganisations, Progress in ManagementPractices, ("PROMAP").

L’année 2007 a été celle du déploiement généralisé du dispositifPROMAP élaboré en 2006. Ce dispositif fournit un cadre deréférence Corporate aux managers du Groupe. Il vise àpromouvoir la responsabilité sociale du manager par rapport àun ensemble de pratiques managériales de référence.

Il se traduit par des actions d’amélioration identifiées par lemanagement à mettre en œuvre dans la durée dont laréalisation est mesurée annuellement dans le cadre d’unreporting ad’hoc. Ce reporting, intégré au reporting socialGroupe, s’effectue à deux niveaux :

• quantitatif pour mesurer la progression réalisée par rapportaux objectifs fixés ;

• qualitatif, afin de faire ressortir des bonnes pratiques etfavoriser l’échange sur ces dernières selon une logiquetransverse, entre métiers et pays différents au sein du Groupe.

Cette première année a fixé le point de départ à une mesureglobale et continue de la progression des pratiquesmanagériales sur l’ensemble du périmètre français etinternational du Groupe.

En l’état, on peut relever des tendances majeures à l’échelle duGroupe :

• une amélioration des pratiques managériales basée sur unemeilleure prise en compte des spécificités locales: un tiers despriorités managériales fixées dans le cadre des plans d'actionrelèvent désormais de choix décidés au niveau local ;



• le pilotage du dispositif a été effectué par le management dans59% des cas, par la filière RH pour 41% des cas ;

• l’évaluation des améliorations a été principalement effectuéepar la ligne managériale pour 2/3 des cas et par la filière RHpour 1/3 des cas.

A l’issue de cette première année de mise en place, l’année 2008devrait permettre :

• de renforcer le pilotage et le suivi du dispositif par lemanagement, la filière RH intervenant en appui ;

• une mise en perspective des performances réalisées dans ladurée (2 ans d’historique a minima) ;

• de valoriser et de mettre en réseau les meilleures pratiquesidentifiées au sein du Groupe en 2007, dans un soucid’amélioration continue.

17.1.1.3 Un dialogue social à la maille duGroupe, Europe et France soutenu

Le Comité d’Entreprise Européen ("CEE") est l’instanced’information et de consultation des représentants des salariésdu Groupe sur des questions qui concernent l’ensemble duGroupe. Créé en 2001, il compte des représentants des payssuivants : France, Allemagne, Belgique, Grande Bretagne, Italie,Pays-Bas, Hongrie et Roumanie. Le CEE est composé de 16membres français et 16 membres étrangers

En 2007, le CEE s’est réuni 2 fois en séance plénière pourexaminer les sujets suivants :

• Présentation des comptes consolidés du Groupe

• Plan d’attribution gratuite d’actions Gaz de France

• Projet de fusion des filiales allemandes dans l’explorationproduction (EEG et PEG)

• Résultats du reporting social

• Démarche éthique

• Politique GNL

• Actualité du Groupe

• Révision du périmètre du CEE

En outre, le CEE s’est réuni cinq fois en réunions extraordinairessur :

• le projet de fusion de Gaz de France avec Suez,

• la consultation sur le projet de filialisation de l’activité dedistribution en France,

• la consultation sur la fusion des filiales allemandes EEG etPEG,

• le plan de modernisation et ses conséquences sociales au seinde la filiale roumaine Distrigaz Sud.

17.1.1.4 L’avancement de ces démarchess’appuie sur l’animation de la filière RH et estmesuré par le reporting social

En 2007, la deuxième convention de la filière RH a eu pourthème central « le partage des bonnes pratiques RH au sein duGroupe ».

Les résultats de trois réseaux d’échanges ayant fonctionnécourant 2007 sur les thèmes suivants : rôle d’un DRH filiale,employabilité, anticipation et accompagnement desrestructurations industrielles.

A cette occasion, des Trophées RH ont été organisés afin defavoriser les échanges de bonnes pratiques et d’innovations RHau sein de la filière et de créer de la valeur ajoutée.

Les meilleurs dossiers ont été primés par les représentants dela filière RH présents.

29 dossiers (14 issus de la maison mère, 15 issus des filiales duGroupe) ont concouru dans les cinq catégories :

• Professionnaliser les collaborateurs,

• Mesurer le climat social, améliorer la communication,

• Gérer et motiver le personnel,

• Conduite de changement,

• Employabilité, diversité.

Le reporting social du Groupe a été enrichi par l’introduction denouveaux indicateurs de mesure pour améliorer la mesure de laperformance RH et sociale du Groupe. Ces indicateurspermettent de mesurer les enjeux RH et sociaux et de suivre ledéploiement des politiques RH dans les entités du Groupe.

Un nouveau domaine concernant l’amélioration des pratiquesmanagériales (PROMAP) a été introduit fin 2007 au reportingsocial Groupe.

17.1.2 Adapter et moderniser le Statut dela Branche des IndustriesElectriques et Gazières (IEG)

Le statut des IEG a été mis en place par le décret n° 46-1541 du22 juin 1946 pris en application de la loi du 8 avril 1946.


SALARIESOrganisation sociale du Groupe 17

Le statut des IEG présente certaines caractéristiquesparticulières, notamment :

• un régime particulier de retraite dont les modalités definancement ont été modifiées avec effet au 1er janvier 2005 etdont une réforme des droits a été engagée fin 2007 ;

• un régime complémentaire obligatoire de maladie ;

• des dispositions concernant la mobilité des salariés entre lesentreprises de la branche des IEG ;

• certains avantages familiaux, dont notamment des indemnitésen cas de mariage ou de naissance d’un enfant, et diversesdispositions relatives à des domaines habituellement traitésdans les conventions collectives de branche ou au niveau desentreprises (notamment des composantes de la rémunération).

En 2007, le système spécifique d’institutions représentatives dupersonnel propre à la branche des IEG a été mis en conformitéavec le droit commun.

Conformément aux dispositions de l’article L.134-1 du Code dutravail, les stipulations statutaires peuvent être complétées et leursmodalités d’application peuvent être déterminées par desconventions ou accords d’entreprise, dans les limites fixées par lestatut.

En outre, la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à lamodernisation et au développement du service public del’électricité a élargi la voie conventionnelle dans le secteurélectrique et gazier en introduisant les accords collectifs debranche, auxquels doivent se conformer toutes les entreprisesdu secteur, y compris les sociétés étrangères pour l’exercice deleur activité en France. Le statut des IEG est un véritable statutde branche professionnelle.

17.1.2.1 – Régime Complémentaire Maladie

Au sein des industries électriques et gazières, la couverturemaladie des actifs et des retraités est assurée, à titreobligatoire, par un régime spécial de sécurité sociale offrant :

• les prestations de base du régime général, et

• des prestations complémentaires.

Dans le cadre de la réglementation en vigueur jusqu’à début2005, les entreprises de la branche contribuaient aufinancement de ce régime à parité avec les assurés (personnelsactifs et retraités).

Des dispositions réglementaires ont été prises en février 2005pour adapter le financement du régime et réactualiser les tauxde cotisation (décrets n° 2005-126 et n° 2005-127 du 15 février2005).

Ces mesures ont :

• permis d’assurer le financement du régime complémentairede maladie et la continuité des remboursements aux salariés,aux retraités et à leurs familles,

• conduit à la suppression de toute participation des entreprisesau financement de la section des retraités ; de ce fait,l’entreprise n’avait plus d’engagement à ce titre à l’arrêté descomptes 2004.

Les négociations engagées en 2006 au niveau de la branche desIEG, ont conduit à une rénovation de l’organisation et du pilotagede ce régime spécial, concrétisée par la publication de deuxdécrets le 30 mars 2007 et à la sécurisation du financement durégime.

La Caisse d’Assurance Maladie des IEG ("CAMIEG") a été crééeau 1er avril 2007 par l’un de ces décrets.

Afin d’améliorer significativement les remboursements dessalariés des IEG, une négociation de branche a été ouverte pourmettre en place une couverture supplémentaire visant àcompléter les dispositifs existants. Cette négociation sepoursuivra en 2008.

17.1.2.2 – Institutions Représentatives duPersonnel

2007 a été marquée par la mise en oeuvre de la réforme desinstitutions représentatives du personnel ("IRP") au sein des IEG.Ce processus amorcé en 2004 s'est accéléré en 2007 à la faveurdes dispositions du décret du 11 avril 2007 qui ont conduit lesentreprises de la branche des IEG à appliquer le code du travailen matière de Comité d’Etablissement ("CE"), Comité Centrald’Entreprise ("CCE"), Délégué du Personnel ("DP").

Pour la première fois les 29 novembre 2007 et 13 décembre 2007ont donc été élus les DP et les représentants aux CE.

17.1.2.3 – Retraite

Dans le cadre de la loi de nationalisation de l’électricité et dugaz n° 46-628 du 8 avril 1946, les pouvoirs publics ont mis enplace un régime spécial de retraites, légal et obligatoireapplicable à l’ensemble de la branche des IEG.

Les conditions de détermination des droits à la retraite de cerégime sont fixées par le statut national du personnel (décret n°46-1541 du 22 juin 1946), les entreprises n’ayant pas,juridiquement, la possibilité d’en modifier les termes. Lespouvoirs publics ont été conduits à entreprendre une réforme dufonctionnement et du financement de ce système de retraites enraison notamment de l’ouverture des marchés à la concurrenceainsi que de la mise en place des normes IFRS début 2005.

La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 (titre IV) a défini les grandesorientations de cette réforme dont la mise en œuvre s’est faite àpartir du 1er janvier 2005.



Les principales caractéristiques de la réformede 2004

Sur la description de la réforme, et son impact sur lesengagements de retraites de Gaz de France, voir également lechapitre 20 – “Informations financières concernant lepatrimoine, la situation financière et les résultats del’émetteur”.

Les caractéristiques essentielles de cette réforme sont:

• Le maintien du régime spécial des IEG.

• La création d’une caisse nationale des IEG, organisme desécurité sociale de droit privé, chargé de reprendre les risquesgérés précédemment par un service des pensions rattaché àGaz de France et à EDF (vieillesse, invalidité, décès, accidentsdu travail et maladies professionnelles).

• Un adossement financier du régime des IEG aux régimes dedroit commun de sécurité sociale de base (Caisse nationaled’assurance vieillesse (“CNAV”)) et complémentaires (AGIRC etARRCO)). Cet adossement est réalisé par le biais deconventions financières conclues avec ces régimes et consisteà faire financer par les régimes de droit commun lesprestations dues aux retraités et leurs ayants droit, encontrepartie :

– du paiement par les salariés et par les entreprises des IEGde cotisations équivalentes à celles payées par lesentreprises adhérant directement à ces régimes, et

– d’une “contribution exceptionnelle” destinée à assurer laneutralité économique de long terme de cet adossement.

• Pour les prestations de retraites du régime des IEG noncouvertes par les prestations assurées par les régimes dedroit commun, la réforme distingue:

– Les prestations liées à des droits acquis au 31 décembre2004 et afférentes à une activité de transport ou dedistribution de gaz ou d’électricité, qui sont financées par unecontribution tarifaire sur les prestations de transport et dedistribution d’électricité et de gaz naturel.

– Les prestations liées à des droits acquis au 31 décembre2004 et afférents à d’autres activités, qui restent à la chargedes entreprises.

– Les prestations liées à des droits acquis postérieurement au1er janvier 2005, qui restent à la charge de chaque entreprisede la branche au prorata des masses salariales.

La réforme a été totalement neutre pour les régimes de droitcommun, pour les consommateurs d’énergie et pour le budgetde l’Etat.

Une nouvelle réforme du régime spécial de retraite a étéengagée en octobre 2007 et un premier décret a été publié auJournal Officiel le 23 janvier 2008. Pour l’essentiel, il porte ladurée d’assurance pour bénéficier d’une pension à taux plein à

160 trimestres, met en place un système de décote et desurcote, indexe les pensions sur l’évolution des prix, et retient ledernier salaire détenu pendant au moins 6 mois pour l’assiettede calcul de la pension.

Dans le cadre de la négociation de branche sur lesrémunérations et la réforme du régime spécial de retraite, ontété signés un accord sur les avancements au choix en décembre2007 et un accord sur les mesures salariales en janvier 2008.

Début 2008, les travaux se poursuivent au sein de la branchepour définir les autres aménagements du régime de retraite,notamment : régime supplémentaire de retraite, complémentsur la prévoyance, prise en compte des spécificités des métiers,avantages familiaux et conjugaux.

17.1.2.4 – Œuvres sociales

La Caisse Centrale d'Activités Sociales ("CCAS") au financementde laquelle contribue Gaz de France au titre du statut de labranche des IEG est dotée de la personnalité morale et estpleinement indépendante. Elle est administrée exclusivementpar les représentants du personnel et est placée sous la tutelledes pouvoirs publics. Ni Gaz de France, ni aucune autreentreprise de la branche des IEG n'y est représentée.

Le versement global par Gaz de France aux organismes degestion des activités sociales (prélèvement de 1% sur lesrecettes de distribution aux clients finals prévu par le statut dela branche des IEG) s’est élevé à 132,5 millions d’euros en 2007et à 140,1 millions d’euros en 2006. Pour mémoire, ce chiffreétait de 135,4 millions d’euros en 2005.

S’ajoutent à ce versement, conformément aux dispositions del’article R.432-2 du Code du travail, certaines dépenses liées autransport, à la restauration et au logement qui se sont élevées à35 millions d’euros en 2007 et à 36,1 millions d’euros en 2006contre 31 millions d’euros en 2005.

17.2 Ressources humaines –Effectifs

17.2.1 Effectifs du Groupe (France etétranger)

Le Groupe employait 47 560 personnes au 31 décembre 2007,dont 67,1 % en France. Le calcul de l’effectif est effectué sur unebase consolidée, c’est-à-dire sur la base de l’effectif danschacune des filiales du Groupe, pondéré par le pourcentage deconsolidation financière de la filiale (voir paragraphe 17.2.2 –“Effectifs en France (Société et filiales en France)”). Parmi cessalariés, 20 845 travaillaient au 31 décembre 2007 dans laSociété et dans les services communs à EDF, soit 43,8 % del’effectif total du Groupe, et 26 715 salariés travaillaient dans lesfiliales et entités françaises et étrangères, soit 56,2 % del’effectif total du Groupe.

Les femmes représentaient 25,3 % de l’effectif du Groupe, soit12 039 salariés à fin 2007.


SALARIESRessources humaines – Effectifs 17

Le tableau ci-dessous présente l’évolution au cours des trois dernières années des effectifs du Groupe (effectifs consolidés au31 décembre) répartis par segments*, au périmètre des segments de l’année 2007 :

2005 2006 2007

Exploration-Production 1 205 1 115 1 131

Achat-Vente d’Energie 6 985 7 181 8 818

Services 8 361 8 714 7 415

Transport Stockage 4 407 4 417 4 529

Distribution France 15 110 14 712 12 201

Transport-Distribution International 14 686 11 855 11 328

Autres** 2 204 2 250 2 138

Total 52 958 50 244 47 560

* suite à la mise en place de la nouvelle organisation du Groupe, certaines activités ont fait l’objet de reclassement entre les segments sur l’ensemble des périodes présentées (voir paragraphe6.1.1 – "Présentation Générale").

** fonctions de pilotage et fonctions supports du Groupe.

L’effectif du Groupe baisse en 2007 de 5,3%. Cette baisse est liéeà l’évolution de périmètre du Groupe, et à l’évolution organiquede certaines filiales en France et à l’étranger.

Les effectifs des filiales ont diminué de 1 693 salariés entre 2006et 2007. Cette évolution s’explique principalement par lesmouvements suivants :

• dans le segment Services, une diminution globale des effectifs(-1 299 salariés) liée essentiellement à la cession d’ADF(-1 528 salariés), partiellement compensée par l’acquisition desociétés en Italie, au Royaume-Uni et au Bénélux, et par lacroissance organique du segment.

• Au sein du segment Transport Distribution International, lapoursuite de la baisse des effectifs (-527 salariés) constatée enRoumanie et en Hongrie, ainsi que le changement de méthodede consolidation de filiales en Italie (Vendite) et en Belgique(SPE).

• L’intégration de nouvelles sociétés pour le segment Achat-Vente d’énergie (Maïa Eolis et Cycofos).

• Par ailleurs, Gaz de France SA a vu ses effectifs évoluer à labaisse (- 991 salariés), soit une diminution de 4,5% entre 2006et 2007.

Le tableau ci-dessous présente les effectifs du Groupe au 31 décembre 2007 par société d’appartenance et par segments :


Achat-Vente Services

TransportStockage

DistributionFrance


International Autres* Total

Société 155 4 431 0 1 821 12 201 104 2 133 20 845

Filiales en France et àl’étranger 976 4 387 7 415 2 708 0 11 224 5 26 715

Total 1 131 8 818 7 415 4 529 12 201 11 328 2 138 47 560

* fonctions de pilotage et fonctions supports du Groupe.

17.2.2 Effectifs en France (Société etfiliales en France)

Au 31 décembre 2007, le Groupe employait 31 917 personnes enFrance, dont 20 845 personnes au sein de la Société soit 65,3%des effectifs (à noter que 49 salariés de la Société sont mis àdisposition de filiales étrangères). La part de la Société dans les

effectifs totaux est en diminution constante depuis une vingtained’années. Entre 2006 et 2007, les effectifs de la Société ontdiminué de 4,5%.

Les autres salariés du Groupe en France sont employés par lesfiliales, principalement dans les segments Achat Vente(4 281 salariés), Transport (2 691 salariés), et Services (4 144salariés).


17 SALARIESRessources humaines – Effectifs

17.2.3 Effectifs hors de France

Hors de France, le Groupe comptait 15 643 salariés au 31 décembre 2007. Pour mémoire, il était de 15 951 salariés au 31 décembre 2006.

Le tableau ci-dessous présente les salariés travaillant hors de France par pays et par segments au 31 décembre 2007 :


AchatVente

d'Energie ServicesTransportStockage

TransportDistribution

International Total

Algérie 9 9

Allemagne 639 14 - 17 421 1 091

Autriche 5 5

Belgique 20 222 - 242

Canada 12 12

Egypte 14 14

Espagne 13 14 1 28

Hongrie 1 073 1 073

Inde 4 4

Italie 14 2 113 219 2 346

Mauritanie 2 2

Mexique 370 370

Monaco 28 28

Norvège 61 61

Pays-Bas 205 15 220

Pologne 2 2

Roumanie 7 711 7 711

Royaume-Uni 50 33 769 193 1 045

Russie 12 12

Slovaquie 1 238 1 238

Suisse 125 1 126

Ukraine 4 4

Total 980 109 3 271 17 11 266 15 643

Les filiales et autres entités situées à l’étranger dont le capitalest détenu en totalité ou majoritairement par le Groupe sontintégrées dans la politique sociale mise en place par Gaz deFrance, telle que décrite ci-dessous.

Hors segment Services, le nombre total des salariés travaillantdans l’ensemble de ces filiales et autres entités du Groupe àl’étranger s’élève à 12 372 personnes, représentant 26,01% del’effectif global Groupe. Il s’agit notamment des filiales et entitésreprésentatives de l’ensemble des activités du Groupe,intervenant dans l'exploration-production en Allemagne, auxPays-Bas, en Norvège et au Royaume-Uni (955 salariés), ladistribution en Hongrie et en Roumanie (8 784 salariés),

la distribution et le transport au Mexique (370 salariés), letransport et la distribution en Slovaquie et en Allemagne (1 659salariés).

17.3. – Filiales françaises et filialesétrangères

L’année 2007 a été marquée par le développement de certainesactivités (intégration d’actifs de production d’électricité et miseen service du champs gazier Gjoa) et par des évolutionsd’organisation dans certaines filiales. Ces évolutions ont conduit


SALARIESFiliales françaises et filiales étrangères 17

notamment à la mise en œuvre de réorganisations en Roumanieet en Hongrie, ou à la réalisation d’opérations de fusion entredes sociétés du Groupe en Allemagne (segment ExplorationProduction), et en Italie (segment Transport DistributionInternational).

Des politiques ressources humaines telles que la gestionprévisionnelle des emplois et des compétences, ledéveloppement des compétences et des parcoursprofessionnels, ou encore la politique de recrutement ont étéélaborées ou développées par les filiales concernées pouraccompagner les salariés présents ou recruter de nouveauxsalariés dans le cadre de la conduite du changement.

17.3.1 – Recrutement

2 707 recrutements ont été réalisés par les filiales françaises etétrangères du Groupe.

Afin d’accompagner le développement du Groupe, les filiales ontconforté ou développé leur dispositif de recrutement pour tenircompte des tensions liées au marché de l’emploi dans les paysoù le Groupe est présent. Ainsi, dans le segment ExplorationProduction, les filiales du Groupe ont défini une politiquecommune et des standards partagés de recrutement afin d'êtreplus efficaces face aux tensions constatées sur le marché del’emploi. Elles ont notamment engagé des actions decommunication pour faire connaître la marque Gaz de France àl’étranger, en particulier en Norvège où les besoins enrecrutement sont importants compte tenu du futur statutd'opérateur de la filiale sur le champ gazier de Gjoa.

Dans le Transport Distribution à l’International, les filiales ontmis en œuvre des actions pour attirer et retenir des talents, enparticipant à des forums de recrutement (Roumanie), enintégrant les nouveaux embauchés selon un programmespécifique (Hongrie), en recrutant des jeunes tout en lesprofessionnalisant par le biais de formations diplômantes(Royaume-Uni).

Au sein du segment Services, le groupe Cofathec a renforcé etprofessionnalisé sa fonction recrutement en France afin desécuriser l’embauche des techniciens sur un marché du travailtrès tendu. Des outils performants de sourcing et d’analyse descandidatures ont été créés, et un « campus manager » intervientdésormais auprès des écoles et des centres de formation pourmieux faire connaître l’entreprise et valoriser ses métiers. Parailleurs, une politique de cooptation a été développée en Francepour recruter des techniciens et s’étend aujourd’hui à certainesfiliales à l’étranger (Royaume-Uni).

17.3.2 – Diversité

A fin 2007, le top management du Groupe compte 9 nationalités :France, Belgique, Pays-Bas, Allemagne, Norvège, Grande-Bretagne, Italie, Hongrie, Pakistan.

Les dirigeants de nationalité non française représentent 7,5% dutop management, et 10,3 % des dirigeants du Groupe sont desfemmes.

La diversité concerne l’ensemble des métiers et entités duGroupe. Les filiales du Groupe se sont engagées dans desactions en faveur de la diversité auprès de certaines cibles. Ainsien 2007 sur le segment Services, le Groupe Cofathec a signé laCharte de la diversité et mené des actions en matière denon-discrimination, notamment en direction de l’emploi desjeunes et des personnes handicapées. Parmi les mesuresengagées, figurent le renforcement de la politiqued’apprentissage et de professionnalisation avec un effortparticulier sur le recrutement d’apprentis, la participation à desforums dans les quartiers « sensibles » en France, la politiqued’insertion et de formation systématique des nouveauxembauchés en Italie. Des actions de diversité visant des publicsd’origine sociale, ethnique et culturelle spécifique sont en coursd’élaboration pour être déployées courant 2008 au sein deCofathec en France ainsi qu’au Royaume-Uni.

Les filiales du segment Transport Distribution International ontdéveloppé des mesures en faveur :

• des femmes : embauche des femmes dans des fonctionstechniques, accès des femmes à des postes de direction(Mexique), possibilité de travail à temps partiel ou de flexibilitéhoraire (Hongrie) ;

• des personnes de nationalité étrangère, avec des salariés denationalité différente de celle du pays (Slovaquie),

• des jeunes, par le biais de participation financière au frais delogement (Hongrie),

• et des personnes handicapées : aménagement des postes detravail pour des salariés handicapés ou à capacité de travailréduite dans un centre d’appel (Hongrie), recrutement depersonnes handicapées dans le cadre de la législation (Italie).

En outre, lors de la mise en œuvre de la fusion entre deuxsociétés (Italie), l’accent a été porté sur le traitement équitabledes collaborateurs quelle que soit leur entreprise d’origine.

Enfin, les filiales Exploration Production contribuent aurenforcement de la diversité culturelle par un nombre croissantde salariés en mobilité, de la France vers l'étranger, del'étranger vers la France ou de filiales à filiales.

17.3.3 – Dialogue social

Le dialogue social mené au sein des filiales du Groupe enFrance et à l'étranger a permis d’aborder la concertation dansdifférents domaines liés aux enjeux RH locaux et d’aboutir à lasignature d'accords. Les filiales françaises et la quasi-totalitédes filiales en Europe disposent d’instances de concertationcollective (93 % des salariés représentés).

Dans les filiales du segment Transport Distribution International,les enjeux du dialogue social se sont focalisés sur l’intégrationliée à la fusion de sociétés et l’accompagnement social desréorganisations (Italie, Hongrie), les conditions de travail et larémunération, principalement dans les pays d’Europe Centrale etOrientale.


17 SALARIESFiliales françaises et filiales étrangères

Dans le segment Exploration Production, une longue période deconcertation sociale a concerné la fusion de deux filiales enAllemagne, processus arrivant à son terme début 2008. Ledomaine des rémunérations a également fait l’objet deconcertations (Pays-Bas).

Au sein du segment Achat Vente, les échanges pour Savelys ontporté principalement sur l’amélioration du dialogue social (avecmise en place d’un calendrier précis des travaux entre CE etCCE), l’ouverture des négociations d’accords collectifs enmatière de GPEC et d’astreinte, et la mise en place d’un accordd’intéressement concernant 180 agences. Pour les activités deproduction d’électricité, l’actualité a porté sur la conduite desréorganisations liées à la fonction technique en France (dk6) etau Royaume-Uni (Centrale de Shotton).

Le segment Transport Stockage s’est concentré sur laréorganisation de la fonction technique réunie désormais ausein du Centre Technique d’expertise, intégré au siège social deGRTgaz.

Enfin, pour le segment Services, la concertation et lesnégociations menées par le Groupe Cofathec ou ses sociétés ontconcerné prioritairement les thèmes suivants : l’emploi et lescompétences (gestion des carrières et individualisation desparcours), les réorganisations (regroupement d’activités,adaptation et harmonisation des accords et statuts collectifssuite à des fusions de sociétés en France, et l’intégration dessalariés de nouvelles sociétés du Groupe au Royaume-Uni ausein de Cofathec UK, avec de nouvelles conditions d’emploi),l’amélioration du dialogue social en Italie (accord sur lesrelations sociales) et au Royaume-Uni (enquête auprès dessalariés de sociétés récemment acquises), les conditions detravail chez Cofathec en Italie (programme de prévention desrisques), et les rémunérations chez Cofathec Services etCofathec Omega (accord sur les salaires, augmentationcotisation employeur pour régimes de retraite supplémentaire,négociation d’un accord d’entreprise sur l’aménagement durégime de frais de santé).

17.3.4 – Formation et professionnalisation

28 149 salariés ont été formés en 2007, ce qui représente plusde 59 % de l’effectif du Groupe.

Les dispositifs de formation et de développement professionnelmis en place au sein des filiales du Transport DistributionInternational mettent l’accent sur la professionnalisation dumanagement dans la conduite du changement : programmemanagérial en Roumanie autour de 7 thèmes-clés, pilotage duchangement en Hongrie, coaching en Italie. De même, desformations techniques spécifiques aux métiers du gaz sontdispensées aux salariés et étendues à ceux des entreprisessous-traitantes (Mexique), assurent la formation des experts dudomaine technique gaz et participent au développement decompétences technologiques et relatives à la sécurité (Slovaquieet Mexique).

Compte tenu de leurs besoins spécifiques en matière deprofessionnalisation de leurs salariés, les filiales du segmentExploration Production ont poursuivi les actions de "training on

the job" qui permettent une mise en situation du personnel surle terrain ainsi que des sessions dites "fields trips" où lessalariés découvrent in situ les caractéristiques des champsgaziers et pétroliers, en complément des formationstraditionnelles.

Au sein du segment Services, la plupart des entités du groupeCofathec se sont engagées dans les politiques dedéveloppement des compétences managériales pour les cadresdirigeants, mais aussi à destination des responsablesopérationnels et fonctionnels avec des programmes pluri-annuels. Des formations à la conduite du changement sontégalement menées dans plusieurs sociétés du Groupe pourrépondre aux nombreuses évolutions structurelles en cours.

Dans le Transport Stockage, les priorités de formationconcernent tant le développement des compétences « cœur demétier » que celles préparant à l’adaptation des compétencesdans les métiers d’ingénierie et à la professionnalisation dumanagement.

Au sein du segment Achat Vente, Savelys s’attache à promouvoirla mobilité interne ascendante et a défini un parcours deformation pour permettre l’accès des chefs d’équipe et/ou detechniciens à des postes d’encadrement (en tant que chefsd’agence par exemple). Une réflexion a été conduite en 2007pour permettre la féminisation de ces postes.

17.4. Personnel du Groupe au seinde la Société

17.4.1 Effectifs

Au 31 décembre 2007, la Société comptait 20 845 salariés dont20 684 salariés employés au statut du personnel des IndustriesElectriques et Gazières ("IEG").

La répartition des emplois de la Société au sein des catégoriessocio-professionnelles reflète la technicité de ses métiers (25 %de cadres, 48,9 % d’agents de maîtrise et 26,1% d’employés etouvriers).

Par ailleurs, au 31 décembre 2007, 10 840 salariés, soit 52 % del’effectif de la Société, étaient affectés à la direction communeentre EDF et Gaz de France (EGD) (voir paragraphe 6.1.3.2.2.2.3 –« Organisation du distributeur gaz »). Ce chiffre résulte de laprise en compte de la part individuelle d’activité gaz des salariésd’EGD.

17.4.2. Recrutements

En 2007, la Société a réalisé 743 recrutements. A titre decomparaison, 711 salariés avaient été recrutés en 2006.


SALARIESPersonnel du Groupe au sein de la Société 17

17.4.3 Départs, licenciements etpréretraite

En 2007, 1099 départs définitifs ont été enregistrés au périmètrede la Société (dont 108 démissions). A titre de comparaison, 1029salariés avaient quitté définitivement la Société en 2006 (dont 87démissions).

17.4.4 Main-d’œuvre extérieure à laSociété

En 2007, le nombre moyen mensuel de travailleurs temporairesétait de 810, soit 3,8 % de l’effectif mensuel moyen. En 2006, cechiffre était de 879 personnes, soit 4 % de l’effectif mensuelmoyen. La durée moyenne des contrats de travail intérimaire aété de 50 jours. Ce recours à la main-d’œuvre extérieureconcerne l’ensemble des secteurs d’activité de la Société.

17.4.5 Informations relatives aux plans deréduction des effectifs et desauvegarde de l’emploi, aux effortsde reclassement, aux réembaucheset aux mesuresd’accompagnement

Le statut du personnel des IEG ne prévoit pas de garantied’emploi. Cependant, la Société a réussi jusqu’alors à préserverl’emploi grâce à des politiques :

• d’anticipation et d’accompagnement des indispensablesévolutions d’organisation;

• d’accompagnement et d’incitation à la mobilité tantgéographique que fonctionnelle;

• de développement des compétences (formation, parcoursprofessionnalisant, etc.) en accompagnement de l’évolutiondes métiers.

Ces politiques ont permis non seulement d’éviter toutlicenciement collectif mais également de fidéliser les talents etde développer le sentiment d’appartenance des salariés.

En 2006, la Société a décidé de proposer systématiquement auxpartenaires sociaux l’ouverture de négociations collectives lorsde chaque réorganisation afin de définir les dispositifsd’accompagnement des salariés.

En complément, Gaz de France a créé des dispositifs spécifiqueset mobilisables par accord collectif pour accompagner lessalariés touchés par une réorganisation : la "prime d'incitation àla mobilité fonctionnelle orientée" et la possibilité pour lessalariés à moins de 3 ans de leur mise en inactivité de bénéficier

d’un congé de fin de carrière pendant 3 ans s’il est constaté unexcédent durable de compétences par rapport aux besoins etdes difficultés réelles à réemployer les salariés concernés.

17.4.6 Organisation et durée du temps detravail, absentéisme

L’accord cadre du 25 janvier 1999 a fixé le temps de travail au seinde Gaz de France à 35 heures hebdomadaires et ouvert lapossibilité, en maintenant voire augmentant les amplitudes defonctionnement des services, de travailler à temps individuel réduit,grâce à des dispositifs d’aménagement du temps de travail.

Le nombre d’heures d’absence (hors congés annuels et conflits)a été de 1 568 148 heures en 2007, ce qui représente 4,83 % dunombre d’heures théoriques travaillées contre 4,79 % en 2006.Les causes d’absence les plus fréquentes ont trait aux maladies.

17.4.7 Rémunération

Le système de rémunération appliqué au sein de Gaz de Franceest défini au niveau de la branche des IEG. Les augmentationsgénérales sont négociées à ce niveau.

Le système des rémunérations repose sur la classe de l’emploi,déterminée par une méthode analytique dérivée de la méthodeHay, et à laquelle correspond une plage de rémunération(amplitude supérieure à 50%) à l’intérieur d’une grillecomportant environ 80 niveaux de rémunération, espacésd’environ 2,3%1. Des augmentations de salaire sont attribuéesannuellement à près de 30 % des salariés choisis par lahiérarchie en fonction de l’évaluation de leur contribution, sur labase de taux d’attribution négociés par accord d’entrepriseaprès qu’une négociation de branche ait fixé des taux plancherspour la branche.

La rémunération mensuelle moyenne brute des salariés de Gazde France était en 2007 de 3195 euros (sur une base de 12 mois).Pour mémoire, elle était de 3186 en 2006 et de 3074 en 2005.

17.4.8 Relations professionnelles etaccords collectifs

Accords collectifs au niveau de Gaz deFrance

La pratique de la négociation collective s’est développée au seinde Gaz de France depuis une dizaine d’années.

En 2007, 17 accords collectifs ont été conclus, dont notamment unensemble d’accords en vue d’adapter les institutionsreprésentatives du personnel de la Société. Un accord sur leCompte Epargne Temps a été signé le 3 octobre 2007. Par cetaccord, les signataires ont souhaité apporter une réponse adaptée

(1) La grille de rémunération de la branche des IEG a été aménagée à partir de 2006, dans le cadre de l’accord salarial de branche pour les années 2006 et 2007.


17 SALARIESPersonnel du Groupe au sein de la Société

aux diverses aspirations des salariés et aux besoins desentreprises en utilisant les nouvelles opportunités offertes par la loidu 31 mars 2005, portant sur la réforme de l’organisation du tempsde travail dans l’entreprise et qui a ouvert de nouvelles possibilitéspour le Compte Epargne Temps comme la monétisation.

Heures de grève

Le nombre d’heures de grève s’est élevé au sein de la Société à126 588 heures, soit 0,39 % du nombre d’heures théoriquestravaillées en 2007. La mobilisation a été centrée en 2007 sur lesrevendications suivantes : refus de la privatisation de Gaz deFrance et opposition au projet de fusion avec Suez.

A titre de comparaison, en 2006, le nombre d’heures de grèvesétait de 153 484 heures, soit 0,47 % du nombre d’heuresthéoriques travaillées de l’année.

17.4.9 Conditions d’hygiène et de sécurité

Dans le cadre de son engagement en matière de conditions detravail, de santé et de sécurité, Gaz de France met en œuvre unepolitique active de prévention des accidents du travail(notamment risque spécifique gaz, risque routier et risque plain-pied) et de maîtrise des risques susceptibles d’avoir un effet surla santé des personnels (notamment risques chimiques,troubles musculo-squelettiques et risques psycho-sociaux).

Un engagement important du management, la participation detous dans l’analyse des risques des postes de travail et dans lesactions entreprises, la synergie entre les acteurs de laprévention, la mise en place de démarches d’améliorationcontinue, la promotion de l’innovation, le partage des bonnespratiques, le développement de partenariats avec les entreprisesprestataires, une attention soutenue à la professionnalisationdes personnels ainsi qu’un suivi médical régulier des salariésconstituent les principaux moteurs de progrès.

Les résultats en matière de sécurité dans la Société, où lagrande majorité du personnel travaille dans les métiershistoriques de l’entreprise tels que le transport, la distribution etles ventes, s’inscrivent dans une amélioration constante. Pourl'exercice 2007, le taux de fréquence d’accidents avec arrêts'établit à 2,5 contre 3,4 en 2006. Le taux de gravité est de 0,19contre 0,17 en 2006.

17.4.10 Formation

Gaz de France a toujours accordé une attention particulière à lagestion de ses compétences, convaincue que sa capacitéd’innovation technique et commerciale dépendait pour beaucoupdes niveaux de professionnalisme et d’implication de sessalariés.

En 2007, la Société a globalement consacré 46,7 millions d'eurosà la formation, soit 5,46 % de sa masse salariale brute. Pourmémoire, en 2006, 35,4 millions d’euros ont été consacrés à laformation, soit, 4,1% de la masse salariale.

La Société a engagé en 2006 des travaux pour se doter de sonpropre service de la formation qui est opérationnel depuis le 1er

janvier 2007.

Gaz de France a par ailleurs amplifié en 2007 ses efforts dans ledomaine de la formation en alternance en accueillant près de400 jeunes en apprentissage et en contrats deprofessionnalisation, portant ainsi à 553 le nombre total decontrats en alternance en cours à fin 2007 (soit un ratiod’alternance de 2,2 % de son effectif annuel moyen).

Cette démarche citoyenne permet en outre à l’entreprise deconstituer un vivier de compétences grâce auquel elle est enmesure d’assurer une part importante du renouvellement de sescompétences dans ses emplois "cœur de métier".

A noter que les besoins prospectifs de Gaz de France sontaujourd’hui éclairés par les travaux de l’observatoire nationaldes métiers, mis en place dans l’entreprise depuis 2005.

17.4.11 Emploi et insertion des travailleurshandicapés

Gaz de France a signé le 12 avril 2006, un nouvel accord triennalpour l’intégration des personnes handicapées, couvrant lapériode 2006 — 2008.

Dans ce cadre, la Société a recruté 28 salariés handicapés en2007, dont 14 en alternance.

Le nombre de travailleurs handicapés présents à fin 2007 est de 430.


SALARIESParticipations et stock options des administrateurs etdirecteurs généraux délégués 17

17.5 Participations et stock options des administrateurs et directeursgénéraux délégués

Le tableau ci-dessous présente le nombre d’actions de la Société détenues, à la connaissance de la Société, par les administrateurs etdirecteurs généraux délégués au 31 décembre 2007 :

Nom Mandat socialNombre d’actions au31 décembre 2007

Jean-François Cirelli Président-directeur généralAdministrateur désigné par l’assemblée générale

4 044

Jean-Louis Beffa Administrateur désigné par l’assemblée générale 4 048

Aldo Cardoso Administrateur désigné par l’assemblée générale 1 044

Guy Dollé Administrateur désigné par l’assemblée générale 83

Peter Lehmann Administrateur désigné par l’assemblée générale 600

Philippe Lemoine Administrateur désigné par l’assemblée générale 575

Paul-Marie Chavanne Administrateur représentant de l’Etat –

Philippe Favre Administrateur représentant de l’Etat 0

Pierre Graff Administrateur représentant de l’Etat 0

Xavier Musca Administrateur représentant de l’Etat 0

Florence Tordjman Administrateur représentant de l’Etat 48

Edouard Vieillefond Administrateur représentant de l’Etat 0

Olivier Barrault Administrateur représentant les salariés 0

Eric Buttazzoni (2) Administrateur représentant les salariés 0

Bernard Calbrix Administrateur représentant les salariés Parts de FCPE correspondant à339 actions

Yves Ledoux Administrateur représentant les salariés 0

Jean-François Le Jeune Administrateur représentant les salariés –

Anne-Marie Mourer Administrateur représentant les salariés 1 626

Jean-Marie Dauger Directeur général délégué 2 540

Yves Colliou Directeur général délégué 2 090

Aucun administrateur ni dirigeant ne bénéficie d’options de souscription ou d’achat d’actions.(2) Le mandat d’administrateur représentant les salariés de Monsieur Eric Buttazzoni a pris fin le 14 décembre 2007.



18 PRINCIPAUX ACTIONNAIRES

18.1 PRINCIPAUX ACTIONNAIRES P.18118.1.1 RÉPARTITION DU CAPITAL p.18118.1.2 FRANCHISSEMENT DES SEUILS LÉGAUX p.181

18.2 DROITS DE VOTE P.181

18.3 DÉCLARATION RELATIVE AU CONTRÔLE DE LASOCIÉTÉ PAR L’ACTIONNAIRE MAJORITAIRE P.181

18.4 ACCORD PORTANT SUR LE CONTRÔLE DE LASOCIÉTÉ P.181

18.1 Principaux actionnaires

18.1.1 Répartition du capital

Jusqu’au 7 juillet 2005, l’Etat détenait 100% des actions de Gazde France. A l’issue de l’ouverture du capital de Gaz de Francepar voie d’admission aux négociations sur l’Eurolist d’EuronextParis de ses actions, le 8 juillet 2005, l’Etat détenait 80,2% desactions de Gaz de France. Suite à la cession par l’Etat d’actionsaux bénéficiaires des actions gratuites attribuées dans le cadrede l’Offre à Prix Ouvert et de l’Offre réservée aux Salariés (voirparagraphe 21.1.7.2 – « Actions donnant droit à l’attributiond’actions gratuites »), l’Etat détient, à la date d’enregistrementdu présent document de référence, 79,8% des actions de Gaz deFrance.

18.1.2 Franchissement des seuils légaux

A la connaissance de la Société, il n’existe à la dated’enregistrement du présent document de référence aucunautre actionnaire que l’Etat, agissant seul ou de concert,détenant plus du vingtième, du dixième, des trois vingtièmes, ducinquième, du quart, du tiers, de la moitié, des deux tiers, desdix-huit vingtièmes ou des dix-neuf vingtièmes du capital ou desdroits de vote de Gaz de France, pourcentages de détention quidoivent être notifiés dans un délai de cinq jours de bourse à laSociété et à l’Autorité des marchés financiers en vertu del’article L. 233-7 du Code de commerce.

A défaut d’avoir été déclarées dans les conditions prévues aux Iet II de l’article L. 233-7 du Code de commerce, les actionsexcédant la fraction qui aurait dû être déclarée sont privées dudroit de vote pour toute assemblée d’actionnaires qui setiendrait jusqu’à l’expiration d’un délai de 2 ans suivant la datede régularisation de la notification.

18.2 Droits de voteAux termes de l’article 11 des statuts de la Société, sauf dans lecas où la loi en dispose autrement, chaque actionnaire a autantde droit de vote et exprime en assemblée autant de voix qu’ilpossède d’actions libérées des versements exigibles.

18.3 Déclaration relative aucontrôle de la Société parl’actionnaire majoritaire

A la date d’enregistrement du présent document de référence,l’Etat détient 79,8% des actions de la Société.

L’article 24 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, tel que modifiépar l’article 39 de la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006,prévoit que l’Etat doit détenir plus du tiers du capital de laSociété. Dans la mesure où la Société appartient actuellementau secteur public français, la cession de son contrôle au secteurprivé est subordonné à l’application des procédures prévues parla loi n° 86-912 du 6 août 1986 relative aux modalités deprivatisations, telle que modifiée par la loi n° 93-923 du 19 juillet1993. Aussi, le transfert de la Société au secteur privé a-t-il étépréalablement autorisé par le décret n° 2007-1784 du19 décembre 2007.

Voir paragraphe 16.8 – « Déclaration relative au gouvernementd'entreprise ».

18.4 Accord portant sur le contrôlede la Société

En l’état actuel de la législation, l’Etat est tenu de détenir plusdu tiers du capital de la Société (voir paragraphe 18.3 –« Déclaration relative au contrôle de la Société par l’actionnairemajoritaire » et chapitre 12 – "Tendances susceptibles d'influersur les perspectives de la Société").



19 OPERATIONS AVEC DES APPARENTES

19.1 RELATIONS AVEC L’ETAT P.183

19.2 RELATIONS AVEC LE GROUPE EDF P.183

19.3 RELATIONS AVEC LES SOCIÉTÉS DU GROUPE P.18419.3.1 RELATIONS AVEC GRTGAZ p.18419.3.2 RELATIONS AVEC GRDF p.184

19.3.3 RELATIONS AVEC LA SOCIÉTÉ DU TERMINALMÉTHANIER DE FOS CAVAOU p.185

19.3.4 RELATIONS AVEC COFATHEC MAINTENANCE p.18619.3.5 RELATIONS AVEC D’AUTRES SOCIÉTÉS DU

GROUPE p.186

Le présent chapitre décrit les conventions significativesconclues entre la Société et les sociétés ou personnes

apparentées jusqu’à la date d’enregistrement du présentdocument de référence.

19.1 Relations avec l’Etat

Contrat de service public 2005-2007 entre Gaz de France et l’Etat

Les missions de service public dans le secteur de l’énergie sontdéfinies par la loi du 3 janvier 2003. Leur mise en œuvre passe,s’agissant de Gaz de France, par un contrat de service public, enapplication de l’article 1er de la loi du 9 août 2004. Un contrat de

service public a été signé entre Gaz de France et l’Etat le 10 juin2005. Pour plus de précisions, voir paragraphe 6.1.4.7.2. – « Lecontrat de service public ». Un nouveau contrat de service publicest en cours de négociation.

Protocole d’accord entre Gaz de France, l’Etat et la Société Générale relatif à la mise en œuvre del’Offre Réservée aux Salariés

Dans le cadre de l’opération d’ouverture du capital de la Société,telle que décrite au paragraphe 21.1.7.1 – « Ouverture du capitalde la Société », un protocole d’accord tripartite a été signé le7 septembre 2005 entre Gaz de France, l’Etat français et laSociété Générale (le « Protocole »). Le Protocole a été approuvépar le conseil d’administration de Gaz de France le 11 juillet2005. L’objet du Protocole est de préciser les modalités de lamise en œuvre de l’Offre Réservée aux Salariés, telle que décritedans la Note d’Opération visée par l’AMF le 22 juin 2005. LeProtocole règle notamment les modalités de la collecte desordres d’achat, du règlement-livraison des actions, durecouvrement du prix d’acquisition des actions et de l’attributiond’actions gratuites telle que décrite au paragraphe 21.1.7.2.2 –« Attribution d’actions gratuites dans le cadre de l’OffreRéservée aux Salariés ».

Concernant les modalités de recouvrement du prix d’acquisitiondes actions, l’Etat a proposé à certains personnels et ancienspersonnels bénéficiaires de l’Offre Réservée aux Salariés uneoption entre le paiement comptant du prix d’acquisition de leursactions au jour du règlement-livraison et un échéancier depaiement en trois fois sur deux ans du prix d’acquisition de leursactions. En outre, Gaz de France et les sociétés du Groupeconcernées ont proposé à certains personnels et ancienspersonnels bénéficiaires de l’Offre Réservée aux Salariés unéchéancier de paiement du prix d’acquisition de leurs actions en24 mensualités ou 36 mensualités. Dans le cadre du Protocole,Gaz de France a pris l’engagement de se substituer auxpersonnels et anciens personnels bénéficiant de cet échéancierde paiement en 24 mensualités ou 36 mensualités lors dechaque paiement à l’Etat et de régler l’Etat en trois fois sur deuxans.

19.2 Relations avec le groupe EDF

Convention relative à l’activité de distribution d’EDF Gaz de France Distribution entre Gaz deFrance et EDF

Gaz de France et EDF ont signé le 18 avril 2005 une conventiondéfinissant leurs relations concernant les activités dedistribution d’EDF Gaz de France Distribution. Pour adaptercette convention à l’exigence de séparation juridique desgestionnaires de réseau de distribution d’électricité et de gazissue de la loi du 7 décembre 2006 et à la création d’un servicecommun entre les sociétés GrDF et eRDF qui en découle, un

avenant à cette convention a été signé le 20 décembre 2007 parGaz de France et EDF. Cet avenant organise la reprise par leursfiliales respectives, GrDF et eRDF, de leurs droits et obligationsau titre de la convention. En outre, il adapte l’accord degouvernance à la nouvelle organisation. Pour plus de précisions,voir paragraphe 6.1.3.2.2.2.3 – « Organisation du distributeur ».


19 OPERATIONS AVEC DES APPARENTESRelations avec le groupe EDF

Convention relative à la construction et l’exploitation d’une centrale électrique entre Gaz deFrance et RTE

Après avoir remporté l’appel d’offres lancé par RTE en février2005 relatif à la construction et l’exploitation d’une centraleélectrique située Saint-Brieuc d’une capacité de production

d’environ 200 MWel, Gaz de France et RTE ont signé le6 décembre 2006 un contrat de réservation de productionélectrique prenant effet à partir de 2010.

Contrat de fourniture d’électricité entre EDF et Gaz de France

Afin d’accompagner le développement commercial de Gaz deFrance dans l’électricité, Gaz de France et EDF ont conclu le

6 juin 2005 un contrat d’achat d’électricité d’une durée de troisans.

19.3 Relations avec les sociétés du Groupe

19.3.1 Relations avec GRTgaz

Contrats de prestation de services entre Gaz de France et GRTgaz

Gaz de France et sa filiale GRTgaz ont conclu en 2005 un contratpar lequel Gaz de France réalise pour le compte de GRTgaz desprestations de services informatiques. Ces prestations ontreprésenté un montant total de près de 44,6 millions d’euros en2006 et 44,1 millions d’euros en 2007.

En outre, Gaz de France et GRTgaz ont conclu en 2005 uncontrat ayant pour objet de définir et de valoriser les charges

liées à l’application du statut des Industries Electriques etGazières aux agents de GRTgaz ainsi que les prestationsrépartissables non individualisables réalisées par les fonctionssupport de Gaz de France pour le compte de GRTgaz. Cescharges et prestations ont donné lieu à des paiements parGRTgaz à Gaz de France d’un montant total de 60,2 millionsd’euros en 2006 et 65,5 millions d’euros en 2007.

Contrat de sécurité et de flexibilité entre Gaz de France et GRTgaz

Gaz de France et sa filiale GRTgaz ont conclu, en 2006 pourl’année stockage 2006 – 2007 et en 2007 pour l’année stockage2007 – 2008, un contrat par lequel Gaz de France réalise pour lecompte de GRTgaz une prestation de sécurité et de flexibilité,répondant pour le transporteur à ses besoins d’équilibrage et de

sécurité du réseau de transport, se décomposant en uneprestation de stockage à Tersanne et des droits d’injection/soutirage sur chacun des six points d’interface transportstockage du réseau de transport. Cette prestation s’est élevée à25,3 millions d’euros en 2007.

Contrat de réservation de capacité au titre de l’accès des tiers aux réseaux entre Gaz de Franceet GRTgaz

Gaz de France et sa filiale GRTgaz ont conclu en février 2005 uncontrat de réservation de capacité au titre de l’accès des tiers auréseau pour un montant total de 1 116 millions d’euros en 2005

et 1 087 millions d’euros en 2006 et 1 038 millions d’euros en2007.

19.3.2 Relations avec GrDF

Filialisation de l’activité de gestionnaire de réseaux de distribution de gaz naturel

Le 20 juillet 2007, Gaz de France et sa filiale GrDF ont conclu uncontrat de cession par lequel Gaz de France a cédé à GrDF sonactivité de gestionnaire de réseaux de distribution de gaznaturel, conformément à la loi n° 2004-803 du 9 août 2004relative au service public de l’électricité et du gaz et auxentreprises électriques et gazières modifiée par la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie.Comme le prévoit la loi, le contrat emporte le transfert à GrDF

de l’ensemble des biens propres, autorisations, droits etobligations relatifs à l’activité de gestionnaire de réseaux dedistribution de gaz naturel, notamment les contrats de travail etles droits et obligations relatifs à la gestion des réseaux dedistribution résultant des contrats de concession prévus par les Iet III de l’article L. 2224-31 du code général des collectivitésterritoriales. La cession a pris effet le 31 décembre 2007.


OPERATIONS AVEC DES APPARENTESRelations avec les sociétés du Groupe 19

Contrat d’acheminement de gaz sur le réseau de distribution de gaz naturel entre Gaz de Franceet GrDF

Gaz de France et GrDF ont conclu un contrat relatif àl’acheminement de gaz naturel par GrDF sur le réseau dedistribution à destination des clients de Gaz de France. Ce

contrat est entré en vigueur le 1er janvier 2008, pour une duréed’un an renouvelable par tacite reconduction.

Contrat de prêt entre Gaz de France et GrDF

Gaz de France a consenti à GrDF un prêt d’une durée de 15 ans,constitué de deux tranches dont l’une à taux variable. Le contratde prêt est entré en vigueur le 31 décembre 2007.

Accord cadre de réalisation de travaux de recherche et développement entre Gaz de France etGrDF

Gaz de France et GrDF ont conclu un accord cadre de réalisationde travaux de recherche et développement, qui fixe les règlesgénérales applicables aux projets et contrats d’assistance

scientifique et technique que les deux parties souhaitent mettreen œuvre dans le cadre des objectifs techniques définis avecGrDF.

Contrats de prestations de services informatiques entre Gaz de France et GrDF

Gaz de France et GrDF ont conclu deux contrats de prestationsde services informatiques, entrés en vigueur le 1er janvier 2008.Ces contrats concernent pour l’un, les conditions de réalisationde prestations informatiques et de télécommunications

concourant à la couverture des besoins de GrDF et pour l’autre,les prestations informatiques et de télécommunications mixtesréalisées par la DIT (Direction mixte entre Gaz de France et EDF)pour GrDF et la filiale gestionnaire du réseau d’électricité d’EDF.

Contrat de charges de statut entre Gaz de France et GrDF

Gaz de France et GrDF ont conclu un contrat ayant pour objet dedéfinir et valoriser les charges liées à l’application du statut des

industries électriques et gazières aux agents de GrDF. Cecontrat est entré en vigueur le 1er janvier 2008.

Contrats de location et contrats de prestations de services immobiliers entre Gaz de France etGrDF

Gaz de France (et d’autres sociétés du groupe telles queCofathec) et GrDF ont conclu trois contrats aux termes desquelsGaz de France effectue pour le compte de GrDF des prestationsde gestion immobilière. Ces contrats sont entrés en vigueur le1er janvier 2008.

Par ailleurs, l’occupation par GrDF des immeubles en propriétéou pris à bail par Gaz de France SA ou sa filiale immobilièreSFIG fait l’objet de baux commerciaux ou de conventions desous-location.

Contrat de prestations de services entre Gaz de France et GrDF (fonctions support)

Gaz de France et GrDF ont conclu un contrat de prestations deservices aux termes duquel Gaz de France effectue desprestations de services administratifs (assistance financière,

contrôle de gestion, politique d’achat, etc…) pour GrDF. Cecontrat est entré en vigueur le 1er janvier 2008.

19.3.3 Relations avec la Société du terminal méthanier de Fos Cavaou

Contrat d’accès au terminal méthanier de Fos Cavaou entre Gaz de France et la Société duterminal méthanier Fos Cavaou

Gaz de France et la Société du terminal méthanier de FosCavaou ont conclu en 2006 un contrat organisant l’accès de Gazde France au terminal méthanier de Fos Cavaou en vue de la

réception du GNL acheminé depuis l’Egypte dans le cadre descontrats d’approvisionnement liant le Groupe et Egyptian LNG(5,18 milliards de mètres cubes par an).


19 OPERATIONS AVEC DES APPARENTESRelations avec les sociétés du Groupe

Contrat d’exploitation et de maintenance du terminal méthanier de Fos Cavaou entre Gaz deFrance et la Société du terminal méthanier de Fos Cavaou

Gaz de France et la Société du Terminal Méthanier de FosCavaou ont signé le 26 janvier 2006 un contrat aux termesduquel la Société du terminal méthanier de Fos Cavaou confie àla direction des grandes infrastructures de Gaz de Francel’exploitation et la maintenance du terminal méthanier de FosCavaou pour une durée de 25 ans à compter de la réceptionopérationnelle de l’ouvrage, et promet de payer à Gaz de France

l’ensemble des dépenses remboursables engagées par luipendant la phase de construction et de mobilisation et pendantla phase opérationnelle. Ce contrat devrait se traduire par unproduit d’environ 25 millions d’euros par an pour Gaz de Franceen phase opérationnelle. Pour l’année 2007, le produit s’estélevé à 8,3 millions d’euros.

19.3.4 Relations avec Cofathec Maintenance

Convention de facility management entre Gaz de France et Cofathec Maintenance

Gaz de France et Cofathec Maintenance ont signé en janvier2007 un contrat par lequel Gaz de France confie à CofathecMaintenance l’entretien et la maintenance d’immeublesreprésentant environ 768 800 m2, dont il est propriétaire ou

preneur à bail, pour une durée de trois ans et montant annueld’environ 27,7 millions d’euros. La signature de cette conventionavait été préalablement autorisée par le conseil d’administrationde Gaz de France le 20 décembre 2006.

19.3.5 Relations avec d’autres sociétés du Groupe

Contrats d’achat d’énergie entre Gaz de France et d’autres sociétés du Groupe

Gaz de France a conclu avec certaines de ses filiales dont elledétient le contrôle exclusif les contrats d’achat d’énergiesuivants :

• avec la société GDF Production Nederlands BV, des contratsd’achat de gaz pour un montant facturé total de 54 millionsd’euros en 2005, 175 millions d’euros en 2006 et 174 millionsd’euros en 2007; et

• avec la société GDF Britain Ltd, des contrats d’achat de gazpour un montant facturé total de 125 millions d’euros en 2005,197 millions d’euros en 2006 et 125 millions d’euros en 2007.

En outre, Gaz de France a signé avec des sociétés du Groupedont elle ne détient pas le contrôle exclusif les contrats d’achatd’énergie suivants :

• avec la société Gaselys, un contrat d’achat de gaz pour unmontant facturé total de 1 306 millions d’euros en 2005, 2 390millions d’euros en 2006 et 1 289 millions d’euros en 2007 ;

• avec la société EFOG, un contrat d’achat de gaz pour unmontant facturé total de 262 millions d’euros en 2005, 399millions d’euros en 2006 et 245 millions d’euros en 2007 ; et

• avec la société FRAGAZ, deux contrats d’achat à long terme degaz en provenance de Russie pour un montant facturé total de190 millions d’euros en 2005, 5 millions d’euros en 2006 et2 millions d’euros en 2007.

Contrat de vente d’énergie entre Gaz de France et d’autres sociétés du Groupe

Gaz de France a conclu avec certaines de ses filiales dont elledétient le contrôle exclusif les contrats de vente d’énergiesuivants :

• avec la société Gaz de France Deutschland Gmbh, un contratde vente de gaz pour un montant facturé total de 113 millionsd’euros en 2005, 181 millions d’euros en 2006 et 207 millionsd’euros en 2007 ;

• avec la société GDF ESS, des contrats de vente de gaz pour unmontant facturé total de 553 millions d’euros en 2005, 818millions d’euros en 2006 et 702 millions d’euros en 2007 ;

• avec la société GDF STM The Netherlands BV, un contrat devente de gaz pour un montant facturé total de 280 millionsd’euros en 2005, 428 millions d’euros en 2006 et 487 millionsd’euros en 2007 ;

• avec la société GDF Comercializadora, un contrat de vente degaz pour un montant facturé total de 64 millions d’euros en2005, 140 millions d’euros en 2006 et 221 millions d’euros en2007 ;

• avec la société GDF International Trading, un contrat de ventede gaz pour un montant facturé total de 27 millions d’euros en2005, 107 millions d’euros en 2006 et 466 millions d’euros en2007 ;

• avec la société GDF Marketing, un contrat de vente d’électricitépour un montant facturé de 469 millions d’euros en 2007 ;

• avec la société GDF Marketing, un contrat de vente de gaz pourun montant facturé de 55 millions d’euros en 2007.


OPERATIONS AVEC DES APPARENTESRelations avec les sociétés du Groupe 19

En outre, Gaz de France a signé avec des sociétés du Groupedont elle ne détient pas le contrôle exclusif les contrats de vented’énergie suivants :

• avec la société Gaselys, un ensemble de transactions de vented’énergie pour un montant facturé total de 663 millionsd’euros en 2005,1 192 millions d’euros en 2006 et 647 millionsd’euros en 2007;

• avec les sociétés du sous-groupe SPE (SPE et ses filiales CityPower, ALG Négoce et Luminus) un ensemble de transactions

de vente d’énergie et de services associés pour un montantfacturé total de 346 millions d’euros en 2006 et 369 millionsd’euros en 2007 ; et

• avec la société MED Lng & Gas, un ensemble de transactionsde vente d’énergie pour un montant facturé total de 31 millionsd’euros en 2005, 17 millions d’euros en 2006 et 102 millionsd’euros en 2007.

Le rapport spécial des commissaires aux comptes sur lesconventions réglementées pour l’exercice clos le 31 décembre2007 figure ci-après :


19 OPERATIONS AVEC DES APPARENTES

Gaz de France S.A.Exercice clos le 31 décembre 2007

Rapport Spécial des Commissaires aux Comptessur les conventions et engagements réglementésMesdames, Messieurs,

En notre qualité de commissaire aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions et engagementsréglementés dont nous avons été avisés.

Il ne nous appartient pas de rechercher l’existence de ces conventions et engagements mais de vous communiquer, sur la base desinformations qui nous ont été données, les caractéristiques et les modalités essentielles de ceux dont nous avons été avisés, sans avoir ànous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé. Il vous appartient, selon les termes de l’article R. 225-31 du Code de commerce,d’apprécier l’intérêt qui s’attachait à la conclusion de ces conventions et engagements en vue de leur approbation.

Nous avons effectué nos travaux selon les normes professionnelles applicables en France ; ces normes requièrent la mise en œuvre dediligences destinées à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sontissues.

Conventions et engagements autorisés au cours de l’exercice.

Nous vous informons qu’il ne nous a été donné avis d’aucun engagement ou convention soumis aux articles L. 225-38 et L. 225-42-1 duCode de commerce.

Conventions et engagements approuvés au cours d’exercices antérieurs dont l’exécution s’est poursuivie durant l’exercice.

Par ailleurs, en application des dispositions de l’article R. 225-30 du Code de commerce, nous avons été informés que l’exécution desconventions et engagements suivants, approuvés au cours d’exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours du dernier exercice :

Avec l’Etat français et la Société GénéraleActionnaire concerné

L’Etat français.

Nature et objet

Protocole d’accord tripartite à la mise en œuvre de l’Offre Réservée aux Salariés signée le 7 septembre 2005 telle que décrite dans laNote d’Opération visée par l’AMF le 22 juin 2005.

Modalités

Au titre de l’exercice 2007, les effets de cette convention sont les suivants :

• Règlement, le 7 septembre 2007, d’un montant de 74 M€ par Gaz de France à l’Etat de la troisième échéance de 40% du prix des Actionsacquises par les Ayant Droit dans le cadre de la formule « Gaz Plus », « Gaz Abond » et « Gaz Assur »,

• Paiement par Gaz de France à la Société Générale des commissions et frais pour 85 K€,

• Diminution, en fonction des échéanciers de remboursement, de la dette des salariés vis-à-vis de Gaz de France pour 68,6 M€.

Fait à Paris-La Défense, le 25 mars 2008

Les Commissaires aux Comptes

ERNST & YOUNG AUDIT MAZARS & GUERARD

Patrick Gounelle Philippe Hontarrède Michel Barbet-Massin Marie-Laure Philippart


20 INFORMATIONS FINANCIERES CONCERNANT LEPATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIERE ET LESRESULTATS DE L’EMETTEUR


20.1 INFORMATIONS FINANCIÈRES HISTORIQUES P.19020.1.1 INFORMATIONS FINANCIÈRES AU 31

DÉCEMBRE 2007 p.19020.1.1.1 Comptes consolidés au 31

décembre 2007 en normes IFRS p.190Compte de résultat consolidé p.190Bilan consolidé p.191Tableau des flux de trésorerieconsolidés p.193Etat des produits et chargescomptabilisés p.194Tableau de variation descapitaux propres p.195Annexes A - Principescomptables et méthodesd’évaluation p.196Annexes B - Comparabilité desexercices p.213Annexes C - Complémentsd’information p.221

20.1.1.2 Rapport des commissaires auxcomptes sur les comptesconsolidés au 31 décembre2007 p.295

20.1.2 INFORMATIONS FINANCIÈRES AU 31DÉCEMBRE 2006 p.297

20.1.3 INFORMATIONS FINANCIÈRES AU 31DÉCEMBRE 2005 p.297

20.2 POLITIQUE DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES P.297

20.3 PROCÉDURES JUDICIAIRES ET D’ARBITRAGES P.297

20.4 ABSENCE DE CHANGEMENT SIGNIFICATIF DELA SITUATION FINANCIÈRE OU COMMERCIALE P.298

20INFORMATIONS FINANCIERES CONCERNANTLE PATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIEREET LES RESULTATS DE L’EMETTEURInformations financières historiques

20.1 Informations financières historiques

20.1.1 Informations financières au 31 décembre 2007

20.1.1.1 Comptes consolidés au 31 décembre 2007 en norme IFRS

COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ(En millions d’euros) Notes 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Ventes d’énergie 23 644 23 849 19 479

Ventes de services 3 681 3 671 3 306

Produits des activités du secteur financier 102 122 87

Chiffre d’affaires 3 27 427 27 642 22 872

Consommations externes 4 - 19 131 - 19 976 - 16 294

Charges de personnel 5 - 2 628 - 2 581 - 2 541

Autres produits opérationnels 6 530 626 565

Autres charges opérationnelles 6 - 792 - 856 - 741

Amortissements et provisions 7 - 1 532 - 1 247 - 1 040


Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 102 73 26

Coût de l’endettement financier brut - 272 - 196 - 228

Coût de l’endettement financier net 8 - 170 - 123 - 202

Autres produits financiers 8 467 515 488

Autres charges financières 8 - 607 - 749 - 724

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence 99 176 189


Impôts sur les résultats 9 - 1 153 - 1 104 - 794

RÉSULTAT NET CONSOLIDÉ DU GROUPE 2 510 2 323 1 778

Part du Groupe 2 472 2 298 1 782

Intérêts minoritaires 38 25 - 4

2 510 2 323 1 778

Résultat net et résultat net dilué par action (en euros) – Part du Groupe 10 2,51 2,34 1,89


INFORMATIONS FINANCIERES CONCERNANTLE PATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIEREET LES RESULTATS DE L’EMETTEURInformations financières historiques 20

BILAN CONSOLIDÉ - ACTIF

(En millions d’euros) Notes31.12.2007

Net31.12.2006*

Net31.12.2005

Net

ACTIFS NON COURANTS

Ecarts d’acquisition 11 1 755 1 626 1 501

Actifs incorporels du domaine concédé 11 5 612 5 704 5 677

Autres immobilisations incorporelles 11 883 564 473

Immobilisations corporelles 12 17 705 16 660 15 153

Participations mises en équivalence 13 814 718 693

Actifs financiers non courants 18 1 447 1 341 1 169

Instruments financiers dérivés non courants 19 73 17 -

Actifs d’impôts différés 9 79 61 99

Autres actifs non courants 18 658 530 541

Actifs du secteur financier 18 165 167 99

TOTAL ACTIFS NON COURANTS I 29 191 27 388 25 405

ACTIFS COURANTS

Stocks et en-cours 14 1 790 1 935 1 452

Créances

Créances clients et comptes rattachés 18 7 730 7 117 6 544

Créance d’impôts 233 84 69

Autres débiteurs 18 853 1 085 1 646

Instruments financiers dérivés courants 19 2 639 2 325 1 783

Titres de placement 18 238 360 245

Disponibilités et équivalents de disponibilités 18 2 973 2 196 1 897

Actifs du secteur financier 18 531 431 895

TOTAL ACTIFS COURANTS II 16 987 15 533 14 531

TOTAL ACTIF I à II 46 178 42 921 39 936

* Les modifications apportées aux informations comparatives antérieurement publiées sont décrites dans l’Annexe B.2



BILAN CONSOLIDÉ - PASSIF(En millions d’euros) Notes 31.12.2007 31.12.2006* 31.12.2005

CAPITAUX PROPRES – part du Groupe

Capital 15 984 984 984

Prime d’émission 1 789 1 789 1 789

Réserves et résultats consolidés 14 923 13 075 11 517

Ecarts de conversion 15 257 349 194

TOTAL CAPITAUX PROPRES – part du Groupe I 17 953 16 197 14 484

INTÉRÊTS MINORITAIRES II 548 466 298

TOTAL CAPITAUX PROPRES 18 501 16 663 14 782

PASSIFS NON COURANTS

Provisions pour avantages au personnel 17 1 118 1 142 1 090

Provisions 16 6 088 5 750 5 537

Passifs d’impôts différés 9 2 634 2 620 2 771

Titres participatifs 18 624 624 623

Dettes financières 18 3 966 3 943 3 324

Instruments financiers dérivés non courants 19 11 8 13

Passifs du secteur financier 18 126 93 19

Autres passifs non courants 18 161 143 140

TOTAL PASSIFS NON COURANTS III 14 728 14 323 13 517

PASSIFS COURANTS

Provisions 16 159 167 180

Dettes au personnel 546 556 536

Dettes financières 18 1 355 1 461 1 165

Dettes fournisseurs et comptes rattachés 18 3 696 3 623 3 202

Impôts exigibles 529 208 154

Autres dettes fiscales 852 724 1 170

Autres dettes 18 2 705 2 615 2 344

Instruments financiers dérivés courants 19 2 529 2 189 1 788

Passifs du secteur financier 18 578 392 1 098

TOTAL PASSIFS COURANTS IV 12 949 11 935 11 637

TOTAL PASSIF I à IV 46 178 42 921 39 936

* Les modifications apportées aux informations comparatives antérieurement publiées sont décrites dans l’Annexe B.2



TABLEAU DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS

(En millions d’euros) Note 21 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

I – Flux nets des activités opérationnellesRésultat avant impôt 3 663 3 427 2 572

Amortissements, dépréciation des actifs long terme 1 529 1 478 1 318

Provisions 266 63 - 31

Dépenses d’exploration 103 86 44

Autres 343 64 351

Cash flow opérationnel avant impôt, dépenses de renouvellement etvariation du Besoin en fonds de roulement 5 904 5 118 4 254Dépenses de renouvellement des ouvrages du domaine concédé - 247 - 294 - 255

Variation du Besoin en fonds de roulement opérationnel 232 - 410 - 649Stocks 176 - 461 - 382

Créances clients et comptes rattachés actifs et passifs - 569 150 - 1 465

Dettes fournisseurs 101 293 1 077

Autres créances et dettes 524 - 392 121

Impôt payé - 1 111 - 1 348 - 562

Flux nets des Activités opérationnelles I 4 778 3 066 2 788

II – Flux nets des investissements1. InvestissementsInvestissements d’équipement - 2 552 - 2 169 - 1 749

Investissements d’exploration directement passés en charges - 59 - 41 - 34

Investissements en titres de participation et assimilés - 275 - 487 - 674

Autres investissements - 165 - 519 - 226

Sous-total - 3 051 - 3 216 - 2 683

2. Désinvestissements et autres ressourcesSubventions et contributions de tiers 11 8 13

Produits de cessions d’actifs corporels, incorporels et titres de participation 196 935 479

Réduction des autres actifs financiers 85 76 105

Intérêts reçus 95 - 31 - 52

Dividendes reçus 41 54 28

Sous-total 428 1 042 573

Flux nets des Investissements (1 + 2) II - 2 623 - 2 174 - 2 110

III – Disponible après financement des investissements (I + II) III 2 155 892 678

IV – Flux nets des financementsAugmentation de capital et des primes 47 67 1 869

Mouvements sur actions propres - 49 1 -

Dividendes versés - 1 095 - 669 - 420

Souscriptions d’emprunts 903 892 1 297

Remboursements d’emprunts - 1 132 - 619 - 2 124

Variation des Titres de placement 108 - 110 - 134

Intérêts payés - 185 - 128 - 189

Flux nets des Financements IV - 1 403 - 566 299

V – Variations de change, de méthodes et divers V - 25 10VI – Variation de la trésorerie (note 18.3) (III + IV + V) 752 351 987

Trésorerie et équivalents de trésorerie à l’ouverture (note 18.3) 1 575 1 224 237

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la clôture (note 18.3) 2 327 1 575 1 224



ÉTAT DES PRODUITS ET CHARGES COMPTABILISÉS31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

(En millions d’euros)Part

GroupePart

Minoritaires TotalPart

GroupePart

Minoritaires TotalPart

GroupePart

Minoritaires Total

Résultat de la période 2 472 38 2 510 2 298 25 2 323 1 782 - 3 1 779

Ecarts actuariels suravantages au personnel 260 - 9 251 - 3 - - 3 - 48 - - 48

Ajustements de justevaleur sur instrumentsfinanciers decouverture :

- gains ou perteslatentsreconnus encapitauxpropres 141 - 7 134 8 1 9 46 1 47

- transfert enrésultat surcouvertureséchues ouinterrompues 51 6 57 - 7 1 - 6 - 128 1 - 127

Ajustements de justevaleur sur actifsdisponibles à la vente :

- gains ou perteslatentsreconnus encapitauxpropres 194 - 194 45 - 45 62 - 62

- transfert enrésultat surtitres cédés - 1 - - 1 - 120 - - 120 - 119 - - 119

- transfert enrésultat desdépréciationsdurables - - - - - - - - -

Ecarts de conversion - 92 - 27 - 119 155 25 180 89 - 2 87

Impôts différés - 158 3 - 155 - 3 - - 3 49 - 49

Produits et chargescomptabilisésdirectement encapitaux propres 395 - 34 361 75 27 102 - 49 - - 49

Total produits etchargescomptabilisés 2 867 4 2 871 2 373 52 2 425 1 733 - 3 1 730



TABLEAU DE VARIATION DES CAPITAUX PROPRESCapitaux propres – Part du Groupe

(En millions d’euros) CapitalAuto-

contrôle Primes

Réservesde juste

valeur etautres Réserves Résultat

Ecarts deconversion TOTAL

IntérêtsMinoritaires

TOTALCapitauxpropres

Capitaux propres au 01.01.2005 903 25 9 001 1 105 104 11 138 205 11 343

Résultat net 1 782 1 782 - 3 1 779

Produits et charges comptabilisés encapitaux propres - 139 90 - 49 - 49

Total produits et chargescomptabilisés* - 139 1 782 90 1 733 - 3 1 730

Résultat affecté en réserves 1 105 - 1 105

Dividendes distribués(0,46 euro par action)** - 418 - 418 - 2 - 420

Émission d’actions 81 1 789 1 870 1 870

Actionnariat salarié 132 132 132

Variation de périmètre 100 100

Autres variations 3 26 29 - 2 27

Capitaux propres au 31.12.2005 984 1 789 - 111 9 846 1 782 194 14 484 298 14 782

Résultat net 2 298 2 298 25 2 323

Produits et charges comptabilisés encapitaux propres - 80 155 75 27 102

Total produits et chargescomptabilisés* - 80 2 298 155 2 373 52 2 425


Dividendes distribués (0,68 euro par action) - 669 - 669 - 1 - 670


Autres variations 9 9 65 74

Capitaux propres au 31.12.2006 984 1 789 - 191 10 968 2 298 349 16 197 466 16 663

Résultat de la période 2 472 2 472 38 2 510

Produits et charges comptabilisés encapitaux propres 487 - 92 395 - 34 361

Total produits et chargescomptabilisés* 487 2 472 - 92 2 867 4 2 871


Dividendes distribués (1,10 euro par action) - 1 082 - 1 082 - 12 - 1 094

Autres variations - 51 22 - 29 90 61

Capitaux propres au 31.12.2007 984 - 51 1 789 296 12 206 2 472 257 17 953 548 18 501

* Voir détail dans l’État des produits et charges comptabilisés – page précédente.** Dividende par action pro-forma sur la base d’un nominal d’un euro. Le nombre de titres a été doublé au 1er semestre 2005 par division du nominal par deux. Sur la base du nominal effectif

(soit 2 euros), le dividende par action était de 0,93 euro.



ANNEXES

A – Principes comptables et méthodes d’évaluation

Introduction

1. Base de préparation de l’information financière

En application du règlement européen n° 1606/2002 du 19 juillet2002, les états financiers consolidés du Groupe au titre del’exercice clos le 31 décembre 2007 ont été préparés enconformité avec les normes comptables internationales IAS/IFRS applicables à cette date telles qu’approuvées par l’Unioneuropéenne. Pour ce qui concerne le domaine des concessions,le Groupe a suivi les principes comptables de l’interprétationIFRIC 12 « Accords de concession de services », publiée parl’IASB le 30 novembre 2006 et non encore approuvée par l’Unioneuropéenne, considérant, conformément à la recommandationde l’AMF de décembre 2006 que cette interprétation permet defournir une meilleure information financière.

En conséquence, les états financiers consolidés du Groupe autitre de l'exercice clos le 31 décembre 2007 sont égalementconformes aux normes comptables internationales IAS/IFRS,applicables à cette date, telles qu'adoptées par l'IASB.

2. Normes et amendements adoptés dans l’Unioneuropéenne et d’application obligatoire aux exercicesouverts au 1er janvier 2007

Les normes et amendements d’application obligatoire dans lecadre des exercices ouverts au 1er janvier 2007 sont lessuivants :

• IFRS 7 « instruments financiers – informations à fournir » ;

• l’amendement IAS 1 portant sur les informations à fournir surle capital.

Les informations complémentaires requises par ces textesrelatifs à l’information financière sont présentées pour lapremière fois dans les comptes consolidés annuels au31 décembre 2007 avec une information comparative.

3. Interprétations adoptées dans l’Union européenne etd’application obligatoire aux exercices ouverts au 1er janvier2007

Les interprétations d’application obligatoire dans le cadre desexercices ouverts au 1er janvier 2007 sont les suivantes :

• IFRIC 7 « Application de l’approche du retraitement dans lecadre d’IAS 29 – Information financière dans les économieshyperinflationnistes » ;

• IFRIC 8 « Champ d’application d’IFRS 2 » ;

• IFRIC 10 « Information financière intermédiaire et pertes devaleur (dépréciation) » ;

• IFRIC 9 « Réestimation des dérivés incorporés ».

Gaz de France n’est pas concerné par les deux premièresinterprétations pour l’exercice 2007. IFRIC 9 et IFRIC 10 n’ontpas eu d’impact significatif sur les comptes au31 décembre 2007.

4. Textes adoptés dans l’Union européenne et d’applicationfacultative au 31 décembre 2007

L’interprétation IFRIC 11 « IFRS 2 – Actions propres ettransactions intragroupe », adoptée par la Commissioneuropéenne le 1er juin 2007, et applicable sur option auxexercices ouverts avant le 1er mars 2007, ne concerne pas Gazde France.

La norme IFRS 8 « Secteurs opérationnels », remplacera demanière obligatoire la norme IAS 14 pour les exercices ouverts àcompter du 1er janvier 2009. Gaz de France n’a pas appliqué cetexte par anticipation. Ses conséquences sur l’évaluation et laprésentation de l’information sectorielle sont en coursd’examen.

5. Normes, amendements et interprétations publiés parl’IASB mais non encore adoptés dans l’Union européenne au31 décembre 2007

- Textes dont l’application anticipée au 31 décembre 2007 est

possible

Les textes suivants ont été publiés par l’IASB au 31 décembre2007, et ne font pas encore partie du référentiel IFRS adopté parl’UE.

• IFRIC 12 « Accords de concession de services », applicable au1er janvier 2008 et appliqué par anticipation par le Groupe dansles états financiers au 31 décembre 2006,

• IFRIC 14 : « IAS 19 —The limit on a Defined Benefit Asset,Minimum Funding Requirements and their Interaction »,applicable au 1er janvier 2008. Les conséquences sur lacomptabilisation et l’évaluation de l’application de ce textesont en cours d’examen.

- Textes dont l’application anticipée au 31 décembre 2007

n’est pas possible

• La norme IAS 23 révisée « Coûts d’emprunts », prévoyant lacapitalisation obligatoire des coûts d’emprunt dans la valeurcomptable des actifs nécessitant une période de préparationlongue, est applicable obligatoirement aux exercices ouverts àcompter du 1er janvier 2009. Les conséquences de l’applicationde ce texte sur la comptabilisation des actifs concernés sonten cours d’examen.

6. Options retenues pour la préparation de l’informationfinancière lors de la transition aux normes comptablesinternationales

Conformément aux dispositions prévues par IFRS 1, le Groupeavait choisi de retenir, pour l’établissement du bilan d’ouverture2004 et la préparation des premiers comptes IFRS, lesexemptions au principe général d’application rétrospective desIFRS suivantes :

• les regroupements d’entreprises : le Groupe n’a pas retraité demanière rétrospective, conformément à IFRS 3, lesregroupements d’entreprises intervenus avant le 1er janvier2004.



• les engagements de retraite et avantages assimilés : le cumuldes écarts actuariels liés au corridor existant à la date detransition et non constatés, a été intégralement comptabiliséau passif du bilan en contrepartie des capitaux propres.

• les écarts de change liés à une activité à l’étranger : les écartsde conversion cumulés au 1er janvier 2004 relatifs à laconversion des états financiers des activités à l’étranger ontété reclassés en réserves consolidées dans le bilan detransition.

• la désignation des instruments financiers précédemmentcomptabilisés : la classification de certains instrumentsfinanciers en actifs financiers disponibles à la vente ou à lajuste valeur par le compte de résultat a été effectuée à la dated’application d’IAS 39 et non à partir de la date decomptabilisation initiale.

• les paiements en actions : le Groupe a opté pour l’application dela norme IFRS 2 aux seuls instruments de capitaux propresoctroyés après le 7 novembre 2002 dont les droits n’étaient pasencore acquis au 31 décembre 2004. De même, les passifsrésultant de transactions dont le paiement est fondé sur desactions qui ont été réglés avant le 31 décembre 2004 n’ont pasfait l’objet de retraitement.

Le groupe n’a pas opté pour l’application des exemptionssuivantes :

• la juste valeur ou réévaluation utilisée comme coût présumé : legroupe a choisi de reconstituer le coût historique desimmobilisations corporelles et incorporelles conformément àIAS 16 et IAS 38 et de ne pas utiliser cette option.

Les impacts des normes IFRS sur les capitaux propres duGroupe au 1er janvier 2004 et sur le résultat 2004 ont été publiésdans le cadre de l'information financière IFRS 2004 préliminaire,incluse dans le document de base enregistré par l'Autorité desmarchés financiers le 1er avril 2005 sous le numéro I. 05-037.

1 – GÉNÉRALITÉS

1 – 1 Examen des comptes

Les états financiers consolidés 2007 ont été établis sous laresponsabilité du Conseil d’Administration qui les a arrêtés parune délibération en date du 26 février 2008.

Ils seront soumis à l’approbation de l’Assemblée généraleordinaire des actionnaires qui aura lieu le 19 mai 2008. CetteAssemblée dispose du pouvoir de modifier les comptes qui luiseront présentés.

1 – 2 Principes généraux d’établissement des états financiers

L’exercice d’une durée de 12 mois couvre la période du 1er

janvier au 31 décembre. Pour les sociétés ne clôturant pas leurscomptes annuels au 31 décembre, il n’est pas établi de situationintermédiaire en raison du faible impact de ces sociétés et dufait que leur date de clôture n’est pas antérieure de plus de 3mois au 31 décembre.

Les comptes consolidés sont préparés sur la base du coûthistorique, à l’exception de certains instruments financiers quisont inscrits, depuis le 1er janvier 2005, sur la base de leur justevaleur, à savoir :

• les actifs financiers détenus à des fins de transaction (trading),

• les actifs financiers disponibles à la vente,

• les instruments financiers dérivés,

• ainsi que les actifs et passifs qui font l’objet de couverture dejuste valeur.

2 – PRINCIPES COMPTABLES

2 – 1 Principes de présentation

Structure du Bilan

Les actifs courants regroupent :

• les actifs destinés à être cédés ou consommés au cours ducycle d’exploitation du Groupe,

• les disponibilités et équivalents de disponibilités.

Les autres actifs constituent des actifs non courants.

Les passifs courants comprennent :

• les dettes afférentes au cycle normal d’exploitation du Groupe,

• ainsi que celles arrivant à échéance au cours des 12 prochainsmois.

Les autres dettes constituent des passifs non courants.

Les découverts bancaires sont compris parmi les passifscourants.

Endettement financier net : le Groupe considère que« l’endettement financier net », agrégat à caractère nonstrictement comptable, est un indicateur pertinent de la mesurede l’endettement du groupe. Il est défini comme étant la sommedes dettes financières courantes et non courantes et de la justevaleur des dérivés de couverture diminuée des disponibilités etéquivalents de disponibilités et des titres de placement.

Structure du compte de résultat

Le compte de résultat est présenté par nature et est structuréautour des indicateurs suivants.



Résultat Opérationnel (RO)

Le résultat opérationnel regroupe l’ensemble des charges etproduits directement liés aux activités du Groupe, que ceséléments soient des éléments récurrents (et usuels ouhabituels) du cycle d’exploitation ou qu’ils résultentd’événements ou de décisions ponctuels ou inhabituels, ycompris d’événements extraordinaires, sur lesquels le Groupepeut n’avoir aucune maîtrise.

Résultat net consolidé du Groupe (RESNET)

Il correspond au RO sous déduction des charges et des produitsfinanciers et après prise en compte des impôts (exigibles etdifférés) et de la quote-part de résultat des sociétés mises enéquivalence (déduction faite des éventuelles pertes de valeur yafférentes).

Devise de présentation

La devise de présentation des comptes est l’euro qui est lamonnaie fonctionnelle de la société-mère. Les états financierssont présentés en millions d’euros.

2 – 2 Jugement de la Direction et utilisation d'estimations

L’établissement des états financiers consolidés conduit laDirection de Gaz de France à effectuer des estimations et àformuler des hypothèses qui affectent les montants inscrits àl’actif, au passif, en produits et en charges dans les étatsfinanciers ou dans les notes annexes.

Les états financiers reflètent les meilleures estimations dontpuisse disposer la Direction, sur la base des informationsdisponibles à la date d’arrêté des comptes. Les principescomptables appliqués par le Groupe ainsi que les hypothèses ouestimations afférents aux domaines complexes qui requièrent unhaut degré de jugement ou qui ont un impact significatif sur lesétats financiers sont validés par la Direction du Groupe et ontété préalablement approuvés par le Comité d’Audit.

Les résultats définitifs peuvent cependant diverger sensiblementde ces estimations en fonction d’hypothèses ou de situations quipourraient s’avérer différentes de celles envisagées, notammentpour :

- les provisions pour démantèlement et remise en état des

sites (cf. § 2.21 et note 16)

Les estimations prises en compte pour la détermination duniveau de provision sont fondées sur les informations actuellesrelatives aux coûts et modalités techniques de réalisation. Ainsi,l’évaluation des montants à régler au titre de l’obligation estsensible aux évolutions réglementaires et technologiques.

L’évaluation des provisions pour démantèlement et remise enétat des sites est également sensible aux hypothèses de tauxd’actualisation et à l’échéance des coûts futurs envisagés.

La provision est revue a minima annuellement.

- les provisions pour avantages liés au personnel (cf. § 2.20 et

note 17)

Les engagements de retraites sont calculés conformément à lanorme IAS 19 selon la méthode actuarielle des unités de crédit

projetées, les écarts actuariels dégagés sont constatés parinscription directe en capitaux propres (méthode SORIE).

Les concepts importants d’estimation concernent notammentles dispositions du régime, la maturité du régime, lescaractéristiques des effectifs concernés, les hypothèseséconomiques parmi lesquelles l’hypothèse d’inflation qui affectele niveau de toutes les autres hypothèses économiques ainsi queles hypothèses de rendement des actifs.

L’estimation des engagements de retraites et autres avantagespostérieurs à l’emploi est sensible aux hypothèses de tauxd’actualisation, de taux d’augmentation des salaires et àd’autres hypothèses actuarielles.

- les autres provisions pour risques (cf. § 2.21 et note 16)

Tout changement affectant les modalités définitives derésolution du risque, notamment en matière de litiges, peutavoir un effet significatif sur le montant de provision reconnue.

S’agissant de provisions à long terme, l’évaluation desprovisions pour risques peut être sensible aux hypothèses detaux d’actualisation.

Les provisions sont revues à chaque arrêté.

- la charge d’impôt et la reconnaissance des impôts différés

actifs (cf. § 2.8 et note 9)

L’évaluation des impôts différés dépend de différents facteursparmi lesquels l’échéancier de retournement des paiements desimpôts. Les données utilisées sont sensibles aux évolutions detaux d’impôt et de résultats fiscaux futurs, notamment au titrede l’évolution de la situation fiscale du Groupe résultant detransactions futures significatives.

- le chiffre d’affaires réalisé non relevé non facturé

(cf. § 2.22.3)

Le gaz livré non relevé et non facturé dit « Gaz en Compteurs »est déterminé pour Gaz de France SA sur la base d’une méthodeintégrant les chroniques de consommations des clients etvalorisé au prix moyen de l’énergie. Le prix moyen utilisé tientcompte de la catégorie de clientèle et de l’ancienneté du gaz encompteurs.

Ces estimations sont sensibles aux hypothèses retenues pourdéterminer la quote-part de chiffre d’affaires non facturé à ladate de clôture.

- les tests de perte de valeur (cf. § 2.12)

Lorsque des tests d’impairment sont conduits, la valeurrecouvrable de l’Unité Génératrice de Trésorerie (UGT) estappréciée en fonction soit d’une mesure de cash flows futurssoit de la valeur de marché de l’unité si cette dernière lui estsupérieure. Ces estimations impliquent un haut degré dejugement et sont réalisées en cohérence avec les prévisions etplans tels qu’établis par la direction du Groupe.

Le taux d’actualisation est fonction du coût moyen pondéré ducapital ajusté des risques spécifiques de l’entité.



Compte tenu des sensibilités spécifiques et des variablespropres aux principaux secteurs d'activité du Groupe, cours desmatières premières, cours des devises, les estimations derésultats et de flux futurs de trésorerie sont susceptibles devarier.

- la valorisation des instruments dérivés (cf. § 2.23)

La juste valeur des instruments financiers dérivés estdéterminée soit en fonction de cotations publiées sur desmarchés actifs, soit à partir de modèles de valorisationdéveloppés par le Groupe et qui sont basés sur des données demarché.

Au titre de l’exercice 2007, les principales modifications auxestimations et hypothèses retenues pour l’établissement desétats financiers consolidés au 31 décembre 2006 et 31 décembre2005, concernent le taux d’actualisation utilisé pour calculer lemontant de certaines provisions qui a été ajusté aux conditionsactuelles du marché :

• provision pour renouvellement : 4,5% au 31 décembre 2007,4% au 31 décembre 2006 et au 31 décembre 2005 (cf. note 16) ;

• provision pour reconstitution des sites en exploration-production : 4,5% au 31 décembre 2007, 4% au 31 décembre2006 et au 31 décembre 2005 (cf note 16) ;

• engagements de retraite : 5% au 31 décembre 2007, 4,25% au31 décembre 2006 et au 31 décembre 2005 (cf. note 17) ;

• autres avantages au personnel : entre 4,5% et 5% au31 décembre 2007, 4% au 31 décembre 2006 et au31 décembre 2005 (cf. note 17).

2 – 3 Positions comptables retenues par le Groupe enl’absence de dispositions spécifiques prévues par les normes

Acquisitions d’intérêts minoritaires

La comptabilisation des acquisitions d’intérêts minoritaires n’estpas traitée par le référentiel IFRS tel qu’applicable au 31décembre 2007. Aussi, et en l’absence de règles spécifiquesapplicables à cette date, le Groupe a-t-il conservé la méthodeappliquée selon les textes français. Ainsi, en cas d’acquisitiond’intérêts complémentaires dans une filiale, la différence entrele prix payé et la valeur comptable des intérêts minoritairesacquis telle qu’elle ressort des comptes consolidés du Groupeavant l’acquisition, est comptabilisée en tant qu’écartd’acquisition. Le traitement comptable sera revu lorsque lesnouveaux textes seront applicables.

Engagements de rachat d’intérêts minoritaires

Le Groupe a conclu des accords avec des actionnairesminoritaires de filiales consolidées, par lesquels il s’engage àleur racheter, à partir d’une certaine date, leurs participations,pour un montant qui peut être fixe ou déterminé au moment durachat.

En l’état actuel des textes, ces engagements sont comptabilisésen dettes financières pour la valeur de rachat (qui peut être la

valeur actualisée du prix d’exercice en cas de prix fixe) encontrepartie d’une réduction des intérêts minoritaires relatifsaux filiales concernées. Tout excédent du montant del’engagement sur celui des intérêts minoritaires est porté en«écarts d’acquisition ». Cette approche reflète le traitementcomptable qui devrait être appliqué au moment du rachat. Dansle compte de résultat, les intérêts minoritaires continuent d’êtreconstatés et la variation ultérieure de la valeur de l'engagementest comptabilisée par ajustement du montant de l'écartd'acquisition.

Bien que l’IFRIC ait confirmé la nécessité de comptabiliser unedette financière, aucune interprétation n’a été finalementpubliée. Le traitement retenu sera revu lors de l’application dela norme IAS 27 révisée et a priori à compter du 1er janvier 2010dès que celle-ci aura été approuvée par l’Union Européenne.

Comptabilisation des droits d’émission de gaz à effet de serre

Dans le cadre de la directive européenne 2003/87/CE établissantun système d’échange de quotas d’émissions de gaz à effet deserre dans l’Union européenne, des quotas d’émission de gazont été alloués à titre gratuit à plusieurs sites industriels duGroupe. Les sites visés sont tenus de restituer un nombre dequotas égal au total des émissions des gaz à effet de serreconstatées au cours de l’année écoulée.

En l’absence de norme IFRS ou d’interprétation relative à lacomptabilisation des quotas d’émission de CO2, les dispositionssuivantes ont été mises en œuvre. Les quotas attribués à titregratuit sont comptabilisés pour une valeur nulle. Les opérationsréalisées sur le marché sont comptabilisées à leur valeur detransaction. L’écart éventuel défavorable entre les quotasdisponibles et les obligations de restitution à l’échéance faitl’objet de provisions pour risques et charges pour leur valeur demarché.

2 – 4 Filiales du secteur financier

Les comptes des filiales du secteur financier sont élaborésselon le plan comptable des établissements financiers.Pour l'établissement des comptes consolidés IFRS, les comptessont reclassés comme suit :

• les crédits à la clientèle relèvent des postes actifs courants ouactifs non courants du secteur financier ;

• le refinancement des crédits à la clientèle est inscrit enpassifs courants ou passifs non courants du secteur financier.

Les produits de l’activité crédit à la clientèle sont inscrits sous larubrique «produits des activités du secteur financier » et fontpartie du chiffre d’affaires.

Concernant les activités de Gaselys, seule la marge brutecomptable dégagée par ces activités est inscrite sous larubrique « produits des activités du secteur financier » .



2 – 5 Conversion

2 – 5.1 Conversion des transactions exprimées en devises

Les transactions en devises sont converties dans la monnaiefonctionnelle de l’entité en appliquant le cours de change envigueur à la date de la transaction. Les actifs et passifsmonétaires libellés en devises sont convertis au cours dechange en vigueur à la date de clôture. Les différences dechange qui résultent de ces opérations sont comptabilisées aucompte de résultat en produit ou en perte de change.

Les actifs et passifs non monétaires libellés en devisesétrangères sont comptabilisés au cours historique en vigueur àla date de la transaction. En revanche, la valeur recouvrable desactifs corporels dépréciés est déterminée à partir du cours dechange à la date de clôture.

2 — 5.2 Conversion des états financiers libellés en devises desfiliales hors zone euro

Les états financiers des sociétés du Groupe dont la monnaiefonctionnelle est différente de la monnaie de présentation descomptes consolidés (euro) sont convertis selon la méthode ducours de clôture.

Les actifs et passifs de ces sociétés, y compris l'écartd'acquisition et les ajustements relatifs à la détermination de lajuste valeur en consolidation, sont convertis en euros au coursde change en vigueur à la date de fin de période (clôture descomptes).

Les produits et charges sont convertis en euros au cours dechange moyen de la période tant que celui-ci n’est pas remis encause par des évolutions significatives des cours.

Les écarts de conversion qui en découlent sont comptabilisésdirectement dans les capitaux propres.

Pour les filiales autonomes dont la monnaie de fonctionnementest différente de la monnaie locale, la conversion est effectuéeen deux étapes : de la monnaie locale à la monnaie defonctionnement, selon la méthode du cours historique, puis de lamonnaie de fonctionnement à l'euro, selon la méthode du coursde clôture.

Principaux cours de conversion

Les principaux taux de change appliqués hors zone euro en2007, 2006 et 2005 figurent en Annexe C Note 25.

2 – 6 Périmètre et méthodes de consolidation

Principes de consolidation

Les sociétés contrôlées par le Groupe, c’est-à-dire surlesquelles le Groupe dispose du pouvoir de diriger les politiquesfinancière et opérationnelle afin d’en obtenir les avantages, sontconsolidées selon la méthode de l’intégration globale.

Il y a présomption de contrôle exclusif lorsque la détention,directe ou indirecte, est supérieure à 50% des droits de vote. Lecontrôle exclusif concerne également les entités ad hoc

contrôlées, quelle que soit leur forme juridique, y compris enl’absence de lien en capital.

Les sociétés sur lesquelles le Groupe exerce un contrôleconjoint avec un nombre limité d’associés en vertu d’un accordcontractuel sont consolidées selon la méthode de l’intégrationproportionnelle : les actifs, passifs, revenus et charges sontconsolidés ligne à ligne et inclus avec les éléments similairessous chaque rubrique d’actifs et de passifs des états financiersau prorata de la participation.

Les entités associées sur lesquelles le Groupe exerce uneinfluence notable sont comptabilisées selon la méthode de lamise en équivalence. L’influence notable est le pouvoir departiciper aux décisions de politiques financière etopérationnelle sans pour autant exercer le contrôle ou uncontrôle conjoint sur ces politiques. Elle est présumée lorsquela participation du Groupe est supérieure à 20%. L’écartd’acquisition lié à ces entités est inclus dans la valeur comptablede la participation.

L’existence et l’effet des droits de vote potentiels exerçables ouconvertibles à la date de clôture sont pris en compte lors de ladétermination du contrôle ou de l’influence notable exercés surl’entité sauf en cas de restriction au contrôle.

La liste des filiales et la méthode de consolidation associée sontdétaillées en Annexe C Note 24.

Opérations intragroupe

Les transactions réciproques entre sociétés intégrées dans lepérimètre de consolidation sont éliminées. Cette élimination estfaite au prorata du pourcentage d'intégration pour les sociétésintégrées proportionnellement.

2 – 7 Regroupements d'entreprises

Les regroupements d'entreprises sont comptabilisés selon laméthode de l'acquisition.

Lors d'une entrée dans le périmètre de consolidation, les actifs,passifs et passifs éventuels identifiables de l’entité acquise quisatisfont aux critères de comptabilisation en IFRS, sontcomptabilisés à la juste valeur déterminée à la dated'acquisition, à l’exception des actifs non courants classéscomme actifs détenus en vue de la vente qui sont comptabilisésà la juste valeur moins les coûts de sortie.

Seuls les actifs et passifs identifiables satisfaisant aux critèresde reconnaissance d’un actif ou d’un passif chez l’acquise sontcomptabilisés lors du regroupement. Ainsi, un passif derestructuration n’est pas comptabilisé en tant que passif del’acquise si celle-ci n’a pas une obligation actuelle, à la dated’acquisition, d’effectuer cette restructuration.

L'écart d'acquisition correspond à la différence entre le coûtd'acquisition des titres et la part d’intérêt de Gaz de France dansla juste valeur de l’actif net acquis, retraité aux normes duGroupe. Il est toujours exprimé dans la devise fonctionnelle del’entité acquise. Il est comptabilisé par la suite à son coûtdiminué des dépréciations et n’est pas amorti mais fait l’objet detests de dépréciation chaque année ou plus fréquemment s’ilexiste des indices de pertes de valeur identifiés.



Les ajustements de valeurs des actifs et passifs relatifs à desacquisitions comptabilisées sur une base provisoire (en raisonde l’absence de résultat d’expertises ou d’analysescomplémentaires) sont comptabilisés comme un ajustementrétrospectif de l’écart d’acquisition s’ils interviennent dans lapériode de douze mois à compter de la date d’acquisition.Au-delà de ce délai, les effets sont constatés directement enrésultat sauf à ce qu’ils correspondent à des correctionsd’erreurs.

Les éléments de résultat, produits et charges de filialesacquises (ou cédées) en cours d’exercice sont enregistrés dansle compte de résultat consolidé à compter de la dated’acquisition (ou jusqu’à la date de cession).

Enfin, les intérêts minoritaires sont comptabilisés sur la base dela juste valeur des actifs nets acquis.

2 – 8 Impôts différés

Les impôts différés résultent des différences temporelles entrela valeur comptable des actifs et passifs et leur valeur fiscale.

Le calcul de l'impôt différé est effectué par entité fiscale etselon la méthode du « report variable », toutes les différencestemporelles étant retenues.

Les impôts différés actifs sont générés notamment par lesdifférences temporelles résultant des regroupementsd’entreprises, des retraitements de provisions et des déficitsfiscaux dont l’utilisation est probable. Ils ne sont comptabilisésque dans la mesure où il est probable qu’un bénéfice imposablesera disponible sur lequel les différences temporelles pourrontêtre imputées.

Les impôts différés passifs sont dus, pour partie, aux décalagesd'amortissements, à l'étalement de l'imposition des plus-values,aux effets des regroupements d’entreprises, aux différencestemporelles sur les participations mises en équivalence et,depuis 2005, à l’impact de la réévaluation des instrumentsfinanciers.

Un impôt différé passif est comptabilisé pour toutes lesdifférences temporelles taxables liées à des participations dansles filiales, entreprises associées et coentreprises, sauf lorsquele Groupe contrôle le renversement de la différence et qu’il estprobable que la différence temporelle ne s’inversera pas dansun avenir prévisible.

Les actifs et passifs d’impôts différés sont évalués en fonctiondes taux d’imposition votés ou quasi votés à la date de clôture.L’effet d’un changement de taux d’imposition est comptabilisédans le résultat de l’exercice ou dans les capitaux propres, selonl’élément auquel il se rapporte.

Les impôts différés sont classés en actifs et passifs noncourants.

2 – 9 Immobilisations incorporelles

Actifs incorporels du domaine concédé

L’interprétation IFRIC 12 « Accords de concession de services »traite des accords conclus en principe entre une entreprise et

une entité du secteur public (Etat, collectivité locale, ..), leconcessionnaire et le concédant, dont l’objet est d’offrir aupublic des prestations de service public. Pour qu’un contrat deconcession soit inclus dans le périmètre de l’interprétation,l’utilisation de l’infrastructure doit être contrôlée par leconcédant. Le contrôle de l’utilisation de l’infrastructure par leconcédant est assuré quand les deux conditions suivantes sontremplies :

• le concédant contrôle ou régule le service public c’est-à-direqu’il contrôle ou régule les services qui doivent être rendusgrâce à l’infrastructure objet de la concession, à qui et à quelprix ils doivent être rendus ;

• le concédant contrôle, par la propriété, le droit aux bénéficesou tout autre moyen, tout intérêt résiduel dès lors que celui-ciest significatif dans l’infrastructure au terme du contrat.

L’interprétation IFRIC 12 dispose que, lorsque leconcessionnaire doit procéder à la construction de biensformant l'infrastructure (construction de biens de premierétablissement) pour pouvoir bénéficier du "droit de facturer lesutilisateurs", cette prestation de construction relève de la normeIAS 11 sur les contrats de construction (cf. § 2.24.1), et que lesdroits reçus en retour constituent un échange à comptabiliseren application de la norme IAS 38.

En application de ces principes :

• les immobilisations reçues à titre gratuit du concédant ne sontpas inscrites au bilan ;

• les investissements de premier établissement sontcomptabilisés de la façon suivante : la juste valeur des travauxreprésente le coût d’acquisition d’un actif incorporel qui estcomptabilisé au moment de la construction des ouvrages ;pour Gaz de France, en l’absence de différenciation entre larémunération de la phase de construction et celle de la phased’exploitation dans la détermination des tarifs d’accès destiers aux réseaux et de référence externe de juste valeur pources deux éléments, le chiffre d’affaires comptabilisé au titre dela phase de construction est limité au montant des coûtsexposés ;

• les dépenses de renouvellement à l’identique font l’objet de laconstitution de provisions pour renouvellement comptabiliséesen application d’IFRIC 12.

Les actifs incorporels du domaine concédé font l'objet d'unamortissement linéaire sur la durée résiduelle de la concession.En cas de renouvellement anticipé d’une concession, les valeursnettes comptables existant à la date de renouvellement ducontrat, continuent d'être amorties selon le pland'amortissement initial.

Les dotations aux amortissements figurent en « Amortissementset provisions » dans le résultat opérationnel.

Frais de recherche et développement

Les dépenses liées aux activités de recherche sont enregistréesen charges de l’exercice au cours duquel elles sont encourues.



Les frais de développement sont comptabilisés en charges depériode sauf s’ils satisfont aux critères de reconnaissance d’IAS38. Il s’agit des dépenses engagées sur des projets dedéveloppement ayant pour but d’améliorer de manièresubstantielle des procédés actuels ou de développer desnouveaux procédés jugés techniquement viables, ou dont l’utilitéest démontrée dans le cas d’une utilisation en interne et dont ilest probable qu’ils génèreront des avantages économiquesfuturs.

Les dépenses ainsi immobilisées regroupent les coûts de maind’œuvre directe ainsi que le coût des matériaux et prestationsnécessaires à la réalisation de ces projets.

Par la suite, les montants ainsi activés sont comptabilisés aucoût moins l’amortissement cumulé et les pertes de valeur.Pour les projets en cours, indisponibles pour une utilisationimmédiate, un test de dépréciation est mis en œuvre de manièresystématique chaque année ou plus fréquemment si des indicesde pertes de valeur existent.

Autres immobilisations incorporelles

Les autres actifs incorporels comprennent notamment les droitsacquis séparément ou lors de regroupements d’entreprises pourl’exploitation de brevets, de licences, de marques, de droitsd’entrée sur les réseaux de distribution (hors France), lescontrats clientèles acquis, les quotas d’émission de CO2 acquis,les droits à capacité sur des centrales ainsi que les logicielsinformatiques acquis ou créés.

Les frais exposés sur des éléments générés en interne commeles marques et autres éléments similaires sont inscrits encharges.

Les actifs incorporels acquis auprès de tiers sont comptabiliséspour leur coût d’achat majoré des frais accessoires liés à leuracquisition et à leur mise en état d’utilisation. Ceux acquis lorsdes regroupements sont comptabilisés à leur juste valeur à ladate d’acquisition.

Les logiciels créés sont inscrits à l’actif pour leur coût deproduction.

Les dépenses ultérieures relatives aux systèmes d’informationsont capitalisées si elles augmentent les avantageséconomiques futurs de l’actif spécifique auxquelles elles serapportent et que ce coût peut être attribué à l’actif de manièrefiable. Toutes les autres dépenses dont celles liées auxdéveloppements d’actifs incorporels créés en interne dans lecadre de l’activité (marque, fichier clients,…) ne sont pascapitalisées mais comptabilisées en charges au cours del’exercice de leur survenance.

Les immobilisations incorporelles à durée d’utilité indéfinie nesont pas amorties mais font l’objet d’un test de dépréciationsystématique a minima annuel. Elles comprennentessentiellement les écarts d’acquisition.

Les immobilisations incorporelles à durée d’utilité définie sontamorties en linéaire sur leur durée d’utilité comprise entre 5 et20 ans et dépréciées en cas d’indice de perte de valeur.

2 – 10 Immobilisations corporelles

Evaluation initiale

Les immobilisations corporelles du Groupe sont comptabiliséesà leur coût d’achat ou de production. Il inclut tous les fraisdirectement attribuables à l’immobilisation mais aussi tous lescoûts de démantèlement qui seront nécessaires à la fin de lapériode d’utilisation de l’actif.

Les coûts d’emprunt directement attribuables à l’acquisition, laconstruction ou la production de certains actifs jusqu’à leur datede mise en service sont comptabilisés en charges financièresdans l'exercice au cours duquel ils sont encourus.

Mode de suivi ultérieur des immobilisations corporelles

Les immobilisations sont évaluées par la suite selon le modèledu coût historique c’est-à-dire au coût diminué desamortissements et de toute dépréciation.

Composants

Lorsque des éléments constitutifs d’un actif sont exploités defaçon indissociable, l’actif est comptabilisé globalement. Si, dèsl’origine, un ou plusieurs éléments ont chacun des duréesd’utilité différentes, chaque élément est comptabiliséséparément et fait l’objet d’un plan d’amortissement propre.

Cette approche concerne essentiellement les installationstechniques complexes (installations de compression,cogénération …).

Les dépenses de gros entretien récurrent ou de grande révisionprogrammée sont comptabilisées à l’actif en tant quecomposants et amorties sur la durée existante entre deuxrévisions majeures.

Méthode et durées d’amortissement

L’amortissement correspondant à la façon dont les avantagessont consommés, est calculé selon le mode linéaire, àl’exception des actifs productifs du secteur Exploration-Production.

Les durées d’amortissement sont fondées sur les duréesd’utilité déterminées en fonction de l’utilisation attendue desactifs. Les principales durées d’utilité s’inscrivent dans lesfourchettes suivantes :

• Installations techniques

– Installations de distribution (conduites, branchements,postes et comptages) : de 30 à 45 ans

– Autres installations de distribution : de 10 à 20 ans



– Installations de transport (réseau, raccordement,compression) : de 30 à 50 ans

– Installations de stockage : de 30 à 50 ans

– Terminaux méthaniers : de 20 à 40 ans

• Constructions : de 20 à 40 ans

• Autres immobilisations : de 3 à 15 ans

Ces durées sont revues à chaque arrêté lorsque les attentesdiffèrent par rapport aux estimations précédentes et leschangements sont comptabilisés de manière prospectivecomme un changement d’estimation conformément à IAS 8.

Dépenses ultérieures sur immobilisations

Les dépenses ultérieures sont comptabilisées à l’actif si ellessatisfont aux critères de reconnaissance d’IAS 16, c’est-à-dire sielles ont pour conséquence une augmentation de la capacitéproductive, de la durée probable d’utilisation ou encore de lavaleur des éléments d’actifs. Ces critères sont appréciés avantl’engagement de la dépense. De même, les dépenses liées à lasécurité et à l’environnement sont immobilisées lorsqu’ellessont nécessaires pour que d’autres actifs continuent de générerdes avantages économiques.

Les dépenses effectuées pour la maintenance desimmobilisations sont comptabilisées en charges de l’exercice aucours duquel elles sont encourues.

Actif de démantèlement des sites

Dès la mise en service de l’actif sur lequel pèse l’obligation dedémantèlement, Gaz de France constate dans le coût de l’actif(en contrepartie d’une provision) l’intégralité des coûts futurs,actualisés en fonction de l’échéance de démantèlement.

Cet actif est amorti linéairement sur la durée d’exploitationprévisible du site concerné.

Subventions d’investissement

Les subventions d’investissement reçues par le Groupe sontcomptabilisées en produits différés et amorties au même rythmeque les immobilisations corporelles auxquelles elles serapportent.

Actifs des sociétés d’exploration-production

Le Groupe applique la norme IFRS 6 « Prospection et évaluationde ressources minérales » pour comptabiliser les coûtsd'exploration et d'estimation :

• les dépenses de géologie et géophysique sont enregistrées encharges dans l'exercice au cours duquel elles sont exposées,

• les coûts des forages d'exploration et d'estimation sontimmobilisés en investissements en cours dans l'attente dedéterminer la faisabilité technique et la viabilité commercialedes réserves. Lorsque ces conditions sont satisfaites, cesmontants sont inscrits en immobilisations corporelles etamortis sur la durée de production des réserves ; dans le cascontraire, ils sont comptabilisés en charges.

Le Groupe applique la méthode des « successful efforts » pourcomptabiliser les coûts de développement et les droits miniers.

• les droits miniers correspondant à des gisements non prouvéssont immobilisés et sont dépréciés si aucune découverte deréserves commercialisables n’est réalisée,

• les investissements infructueux dans le développement sontinscrits en charges dans l’année au cours de laquelle ils sesont avérés infructueux.

Le calcul d'amortissement débute à partir de la mise enproduction des champs.

Les immobilisations de production y compris les coûts de remiseen état des sites sont amorties selon la méthode à l'unité deproduction (UOP – « unit of production method ») au rythme del'épuisement du champ (déplétion) sur la base des réservesprouvées développées.

Gaz coussin

Valorisé au coût moyen d’achat toutes origines confonduesmajoré des coûts de regazéification, de transport et d’injection,le gaz « coussin » est enregistré en immobilisations. Il lui estappliqué un amortissement de dépréciation linéaire sur unedurée identique à celle appliquée aux installations de surfacedes réservoirs souterrains.

2 – 11 Contrats de location

Location-financement

Les contrats de location à long terme et les contrats deprestations à long terme qui confèrent le droit d’utiliser un actifsont traités comme des contrats de location-financement dèslors qu’ils transfèrent au preneur la majeure partie des risqueset des avantages inhérents à la propriété des actifs loués, que lapropriété des biens soit ou non transférée en fin de contrat. Ils'agit des contrats de crédit-bail ainsi que de certains contratsd'affrètement de méthaniers pour le transport du GNL ou deréservation de capacité.

Les biens financés en contrat de location-financement sontinscrits en immobilisations corporelles dès que le Groupe estautorisé à exercer son droit d’utilisation, au plus bas de la justevaleur des biens loués et de la valeur actualisée des paiementsminimaux à venir au titre de la location. Ces actifs sont amortissur la plus courte des durées d’utilité des biens ou du contrat.

Les redevances payées par le preneur au titre de la location sontventilées entre amortissement de la dette et charge financièrede manière à obtenir un taux d’intérêt périodique constant sur lemontant des capitaux restant dû au titre de chaque exercicecomptable.

Dans le cas où le Groupe est bailleur, les biens en location-financement sont enregistrés au bilan comme une créancecommerciale pour un montant égal à l’investissement net. Lacréance est amortie au rythme des remboursements en capitalreçus du preneur.



Les loyers facturés au titre de la location-financement sedécomposent entre le remboursement de la créance et unproduit de façon à produire un taux d’intérêt constant sur lemontant de la créance résiduelle.

Location simple

Les contrats de location pour lesquels une partie significativedes risques et avantages inhérents à la propriété sont conservéspar le bailleur sont classés en location simple. Les paiementseffectués au regard des contrats de cette nature sontcomptabilisés en charges de la période au compte de résultat.

IFRIC 4 – Déterminer si un accord contient un contrat de

location

Cette interprétation traite des modalités d’identification et decomptabilisation des contrats de service, d’achat ou de ventequi, sans revêtir une forme juridique de contrat de location,confèrent aux clients/fournisseurs le droit d’utilisation d’un actifou ensemble d’actifs en contrepartie de paiements fixés. Cescontrats peuvent contenir une location et les parties à l’accorddoivent appliquer à l’élément location du contrat les dispositionsde l’IAS 17 et en conséquence classer cet élément commecontrat de location simple ou comme contrat de location-financement. Dans le cas d’un contrat par lequel le Groupealloue des capacités de transport ou de transformation, lesconséquences pour Gaz de France sont de constater unecréance financière pour refléter le financement porté par Gaz deFrance lorsque le Groupe est considéré comme crédit-bailleurvis-à-vis de ses clients.

2 – 12 Altération de valeur des actifs immobilisés incorporelset corporels

Perte de valeur

Le test de perte de valeur sur les écarts d’acquisition et lesimmobilisations incorporelles dont la durée d’utilité est indéfinieest effectué annuellement de manière systématique et plusfréquemment si des indices de pertes existent.

Ce test n’est effectué pour les immobilisations corporelles etincorporelles à durée d’utilité définie que lorsqu'il existe desindices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci provienten général de changements importants dans l'environnement del'exploitation des actifs ou d'une performance économiqueinférieure à celle attendue.

Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupesont :

• au titre des indices externes :

– changements importants intervenus dans l’environnementéconomique, technologique, politique ou du marché surlequel l’entreprise opère ou auquel l’actif est dévolu,

– baisse de la demande,

– évolution du cours des énergies et du dollar,

– excédent de la valeur nette comptable d’actif par rapport à labase d’actifs régulés.

• au titre des indices internes :

– obsolescence ou dégradation matérielle non prévue dans leplan d’amortissement,

– performance inférieure aux prévisions,

– baisse des réserves pour l’Exploration-Production.

Une perte de valeur de l’actif ou de l’écart d’acquisition estconstatée pour ramener leur valeur comptable à leur valeurrecouvrable lorsque cette dernière est inférieure. La valeurrecouvrable est la valeur la plus élevée de la juste valeur nettedes coûts de sortie et de la valeur d’utilité.

Les actifs dont la valeur recouvrable ne peut être estimée defaçon isolée sont regroupés en Unités Génératrices deTrésorerie (UGT). L’UGT est le plus petit groupe d’actifsidentifiables dont l’utilisation génère des flux de trésorerieautonomes.

Les UGT coïncident, de façon générale, aux structures juridiquesà l’exception :

• du secteur Exploration-Production où l’UGT est le champd’hydrocarbures, voire le regroupement de plusieurs champs,lorsqu’ils présentent une proximité géographique ou descaractéristiques similaires et que chaque champ duregroupement ne génère pas de flux de trésorerie qui soientindépendants de ceux des autres champs de ceregroupement ;

• de la Maison Mère où les UGT sont définies en cohérence avecla segmentation retenue.

Une perte de valeur est constatée lorsque la valeur comptablede l’Unité Génératrice de Trésorerie (UGT) à laquelle sontrattachés les actifs excède sa valeur recouvrable. La valeurrecouvrable est le plus souvent déterminée par référence à lavaleur d’utilité du groupe d’actifs, calculée à partir de la sommedes flux de trésorerie futurs actualisés attendus de ces actifsdans le cadre des hypothèses économiques et des conditionsd’exploitation prévues par la Direction Générale du Groupe,notamment sur le cours des énergies.

En pratique, l'estimation des flux de trésorerie est fondée :

• sur des business plans établis sur un horizon explicite de cinqans. Au-delà de cet horizon, les extrapolations de prévisions,jusqu'à la date anticipée de fin d'utilisation de l'actif ou del'UGT, sont réalisées, sauf exception justifiée, sur la base d'untaux de croissance stable ou en baisse.

• sur l'état actuel de l'actif ou de l'UGT, sans tenir compte desaméliorations induites par les investissements futurs deperformance ou de capacité.

Le taux d'actualisation utilisé est le coût moyen pondéré ducapital déterminé par référence au secteur d’activité considéréet ajusté en fonction des facteurs de risques spécifiques non prisen compte lors de la détermination des flux de trésorerie,comme le risque pays ou le risque spécifique de l’activité.



La perte de valeur est allouée aux actifs de l’UGT dans l’ordresuivant : en premier lieu, à l’écart d’acquisition affecté à l’UGT,puis aux autres actifs de l’UGT au prorata de leur valeurcomptable.

Les pertes de valeur relatives aux écarts d’acquisition sontirréversibles.

Les autres pertes de valeur constatées sont ajustées en cas deréappréciation de valeur de l’actif dans la limite de la valeurnette comptable qu’aurait eue l’immobilisation à la même datesi elle n’avait pas été dépréciée.

2 – 13 Titres mis en équivalence

Sous cette rubrique sont présentées les participations dans desentités associées, lesquelles sont comptabilisées selon laméthode de mise en équivalence. Selon cette méthode, laparticipation est initialement comptabilisée au coût. Ainsi, lavaleur comptable est augmentée ou diminuée pourcomptabiliser la quote-part de l’investisseur dans les résultatsde l’entreprise détenue après la date d’acquisition. Lesdistributions reçues de l’entreprise détenue réduisent la valeurcomptable de la participation.

Enfin, l’écart d’acquisition lié à ces entités est inclus dans lavaleur comptable de la participation.

2 – 14 Stocks

Gaz en réservoirs souterrains

Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz« utile », soutirable sans avoir de conséquences préjudiciables àl'exploitation ultérieure des réservoirs, et le gaz « coussin »,indissociable des stockages souterrains et indispensable à leurfonctionnement (cf 2 – 10 Immobilisations corporelles).

Gaz utile

Le gaz « utile » est porté en stocks. En France, il est valorisé aucoût moyen d'achat en entrée de réseau de transport français, ycompris le coût de regazéification, toutes origines confondues.

Une provision pour dépréciation est enregistrée lorsque lavaleur probable de réalisation, calculée comme étant le prix devente diminué des frais directs et indirects à engager pour ladistribution, est inférieure au coût moyen pondéré.

Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthodedu Coût Moyen Unitaire Pondéré (CMUP).

Autres stocks

Les autres stocks sont évalués au coût d’acquisition ou deproduction. Les coûts de production comprennent les coûtsdirects de matières prEmières et de main d’œuvre et uneallocation de frais communs représentative des frais indirectsde production, à l’exclusion des frais généraux administratifs.

Les sorties de stocks sont comptabilisées selon la méthode duCoût Moyen Unitaire Pondéré .

Lorsque la valeur nette réalisable d’une catégorie de stock estinférieure à sa valeur établie selon la méthode du Coût MoyenUnitaire Pondéré, une dépréciation est constituée pour ladifférence.

Les dépréciations relatives aux stocks de pièces détachées quine constituent pas des composants majeurs et aux stocks deconsommables sont calculées en fonction de la valeur nette deréalisation, laquelle est déterminée à partir d’une analysespécifique de la rotation et de l’obsolescence des articles enstock qui prend en considération l’écoulement des pièces dansle cadre des activités de maintenance.

2 – 15 Créances d’impôt

Les créances d’impôt sont enregistrées pour leur valeurnominale.

2 – 16 Actifs non courants destinés à être cédés

Les actifs non courants destinés à être cédés correspondent àun ensemble d’actifs dont le Groupe a l’intention de se défairedans un délai de douze mois, par une vente, un échange contred’autres actifs ou tout autre moyen, mais en une transactionunique.

Seuls les actifs non courants disponibles pour une cessionimmédiate et hautement probable sont classés sous la rubrique« Actifs non courants destinés à être cédés ». Selon la normeIFRS 5, ces actifs sont évalués au montant le plus bas entre leurvaleur comptable et leur juste valeur diminuée des coûts de lavente. L’amortissement de ces actifs cesse à compter de la datede leur classement dans cette catégorie.

2 – 17 Capitaux propres

Réserve d’écart de juste valeur

Cette réserve représente la réévaluation à la juste valeur desactifs financiers (non courants) disponibles à la vente et decertains instruments de couverture (part efficace descouvertures de flux de trésorerie et d’investissement net àl’étranger pour les opérations non dénouées).

Frais d’émission de capital

Les frais externes directement attribuables aux augmentationsde capital sont comptabilisés, nets d’impôt, en diminution descapitaux propres. Les autres frais sont portés en charges del’exercice.

Dividendes

Les dividendes non versés sont comptabilisés comme une detteà compter de la date à laquelle ils sont attribués.

2 – 18 Titres d’autocontrôle

Les titres d’autocontrôle sont comptabilisés en diminution descapitaux propres sur la base de leur coût d’acquisition. Lors deleur cession, les gains et pertes sont inscrits directement dansles réserves consolidées pour leurs montants nets d’impôt et necontribuent pas au résultat de l’exercice.



2 – 19 Paiements en actions

L’article 11 de la loi de privatisation de 1986 prévoit qu’en cas decession d’une participation de l’Etat suivant les procédures dumarché financier, des titres doivent être proposés aux salariéset anciens salariés du Groupe Gaz de France. Dans le cadre del’ouverture du capital, l’Etat a procédé à une offre réservée.

Conformément à IFRS 2, les offres réservées au personnel et lesattributions gratuites d’actions accordées aux salariés duGroupe sont évaluées à leur date d’octroi.

La juste valeur d’une action attribuée gratuitement correspondau prix de marché de l’action à la date d’attribution ajustée de laperte de dividendes attendus au cours de la période d’acquisitionet des hypothèses afférentes aux conditions attachées à l’offre(présence, performance).

Les avantages accordés aux salariés constituent un complémentde rémunération qui est comptabilisé en charge de l’exercice aufur et à mesure de l’acquisition des droits par le salarié encontrepartie d’une augmentation des capitaux propres.

2 – 20 Avantages liés au personnel

2 – 20.1 Principes d’évaluation des obligations du Groupe

Méthode d’évaluation et hypothèses actuarielles (régimes àprestations définies)

Le mode d’évaluation retenu est fondé sur la méthode desunités de crédit projetées. La valeur actualisée des obligationsdu Groupe est déterminée à hauteur des droits acquis parchaque salarié à la date d'évaluation, par application de laformule d'attribution des droits définie pour chaque régime.Lorsque la formule d’acquisition des droits intègre un palierdont l’effet est de différer l’émergence de l’obligation, celle-ciest déterminée sur un mode linéaire.

Le montant des paiements futurs correspondant aux avantagesest évalué sur la base d’hypothèses d'évolution des salaires,d’âge de départ en retraite, de mortalité, de rotation dupersonnel inhérentes à chaque entité.

Le taux d’actualisation des paiements futurs est déterminé parréférence aux taux de marché des obligations d’entreprises depremière catégorie, pour une échéance cohérente avec lamaturité des engagements évalués. Dans les pays où une telleréférence n’existe pas, le taux retenu est obtenu par référence àcelui des obligations d’Etat. Ces taux sont homogénéisés sur lazone euro.

Les calculs des engagements de Gaz de France SA, GRTgaz etDK6 sont effectués par la Caisse Nationale des IndustriesElectriques et Gazières. Le Groupe recourt à un cabinetd’actuariat pour assurer la coordination du reporting des filialeset garantir la cohérence des données.

Détermination des écarts actuariels

Les gains ou pertes actuariels sur tous les régimes àprestations définies d’avantages postérieurs à l’emploi,résultant de changements d’hypothèses actuarielles oud’ajustements liés à l’expérience (différences entre leshypothèses actuarielles antérieures et les événementseffectivement constatés) sont comptabilisés au passif encontrepartie des capitaux propres. Pour les avantages à longterme, les écarts actuariels sont intégralement comptabilisés enrésultat de l’exercice.

Fonds externalisés

Les fonds externalisés sont appelés à couvrir des engagementsde retraites et autres prestations assimilées. Ils sont évalués aubilan en valeur de marché ou, le cas échéant, sur la base del’évaluation communiquée par le gestionnaire.

Les gains ou pertes actuariels résultant de la différence entre lerendement attendu des actifs et le rendement réel sontcomptabilisés à l’actif en contrepartie des capitaux propres.

Les actifs de couverture sont déduits de la dette actuarielle pourla présentation au bilan.

Lorsque à la clôture de l’exercice, le montant net de la detteactuarielle, après déduction de la juste valeur des actifs durégime, présente un montant débiteur, un actif est reconnu aubilan dans la limite du cumul de ces éléments différés et de lavaleur actualisée des sommes susceptibles d’être récupéréespar l’entreprise sous la forme d’une réduction de cotisationsfutures.

Comptabilisation des coûts de désactualisation des provisionset des produits de rendement attendu des actifs de couverture

Les charges de désactualisation des provisions pour avantagesau personnel et les produits de rendements attendus des actifsde couverture sont comptabilisés en résultat financier.

2 – 20.2 Avantages du personnel de Gaz de France SA, GrDF,GRTgaz et DK6

Avantages postérieurs à l’emploi (plans à prestations définies)

En dehors du régime complémentaire sur les retraites, lesavantages postérieurs à l’emploi dont bénéficient les actifs et lesinactifs sont les indemnités de fin de carrière, les congésexceptionnels de fin de carrière, l’avantage en nature énergie,l’indemnité de secours immédiat et l’indemnité compensatricede frais d’études.

Avantages à long terme (plans à prestations définies)

Les engagements au titre des avantages à long terme portentsur les pensions d’invalidité, les rentes d’incapacité temporaire,les rentes d’accident du travail et de maladie professionnelle etles médailles du travail.



2 – 20.3 Avantages du personnel des filiales

Retraites

Les régimes de retraite des filiales sont constitués de plans àcotisations définies et de plans à prestations définies.

Plans à cotisations définies

La gestion de ces plans est assurée par un organisme extérieurauquel la filiale s’engage à verser des cotisations régulières.

Ces cotisations, augmentées du revenu de leur placementseront reversées à terme aux salariés retraités sous forme derentes. Le montant des prestations à servir dépend du montantdes cotisations versées aux organismes collecteurs.

L’obligation et l’engagement de la filiale sont limités auversement des cotisations appelées au cours de la période. Cescontributions constituent des charges d’exploitation de lapériode.

Plans à prestations définies

La filiale s’engage à garantir à terme aux retraités un montantou un niveau de prestations défini contractuellement(prestations de retraite, prestations assimilées comme lesindemnités de départ, complément de retraite,…).

C’est cette obligation envers les actifs futurs retraités et lesretraités qui constitue l’engagement de la filiale et fait l’objetd’une provision.

Autres avantages

Selon les réglementations et usages en vigueur dans les paysd’appartenance des sociétés du Groupe, des avantagesspécifiques (gratification pour ancienneté, avantages en nature,jubilés…) peuvent être accordés au personnel. Les engagementsde passif social relatifs à ces différents régimes sont évalués surla base d’hypothèses actuarielles.

2 – 21 Autres provisions pour risques et charges

Une provision est constituée lorsque le Groupe a une obligationjuridique ou implicite résultant d’un événement passé et dont ilest probable qu’elle engendrera une sortie de ressourcesreprésentatives d’avantages économiques dont le montant peutêtre estimé de façon fiable.

Le montant comptabilisé en provision représente la meilleureestimation de la dépense nécessaire à l’extinction de l’obligationactuelle à la date de clôture. Les provisions à long terme sontactualisées en prenant en compte la date effectived’engagement des coûts. Le taux d’actualisation reflète lesconditions d’un taux sans risque attaché à des obligations demême maturité, majoré de l’effet des risques spécifiquesattachés au passif concerné.

Les dotations aux provisions, hors charges financières dedésactualisation, figurent en « Amortissements et provisions »dans le résultat opérationnel. La charge de désactualisationfigure en « Autres charges financières ».

Les provisions pour démantèlement et reconstitution des sites

Elles sont destinées à couvrir la valeur actuelle des coûts deremise en état des sites qui supportent ou ont supporté desouvrages.

Leur montant reflète la meilleure estimation des coûts futursdéterminés, en fonction des exigences réglementaires actuellesou en cours d’adoption, de l’état des connaissances techniquesainsi que de l’expérience acquise.

Elles sont constituées initialement en contrepartie d’un actifcorporel qui est amorti sur la durée d’exploitation prévisible dusite concerné.

Les révisions d’estimations (calendrier de démantèlement,estimation des coûts à engager…) sont comptabilisées commeun ajustement de la valeur de l’actif, l’impact sur le montant del’amortissement étant pris en compte de manière prospective.Enfin, un test de perte de valeur est mis en œuvre en casd’augmentation de la valeur de l’actif de démantèlement.

La provision pour renouvellement

Dans le cadre des contrats de concession, une provision pourrenouvellement est constituée de manière progressive pourcouvrir l'obligation existant au titre des biens dont lerenouvellement est probable avant l’échéance du contrat deconcession qui les régit.

Dans la majorité des cas, elle est constituée à partir de la datede début du contrat de concession jusqu’à la date derenouvellement effectif.

2 – 22 Actifs et passifs financiers non dérivés

Les actifs et passifs financiers non dérivés sont initialementcomptabilisés à la juste valeur majorés des coûts de transactiondirectement imputables à l’acquisition ou à l’émission de l’actifou du passif financier, sauf les actifs et passifs financiers nondérivés évalués à la juste valeur par le biais du compte derésultat pour lesquels ces coûts de transaction sontcomptabilisés en résultat.

Cette disposition concerne les titres disponibles à la vente(actions et obligations), les prêts et créances émis parl’entreprise, les titres détenus jusqu’à leur échéance et lesemprunts et autres dettes financières émis.

Les autres postes courants (clients et créances d’exploitation,titres de placement, fournisseurs et dettes d’exploitation,concours bancaires courants) sont en général évalués pour leurvaleur nominale, en raison de l’intervalle de temps assez courtexistant entre l’initialisation de l’instrument et sa réalisation.

2 – 22.1 Actifs financiers disponibles à la vente

Cette catégorie comprend notamment les titres de participationnon consolidés, les autres titres de placement, certaines valeursmobilières de placement…

Les gains et pertes latents liés aux variations de juste valeursont directement comptabilisés dans les capitaux propres, en« réserve de juste valeur » et ne sont reclassés en résultat quelors de la cession des titres, ou lors de la constatation d’unedépréciation durable.

Les titres de capitaux propres pour lesquels il ne peut être établide juste valeur demeurent inscrits à leur coût.



2 – 22.2 Actifs financiers détenus à des fins de transaction

Cette catégorie regroupe les titres de placement gérés dans unelogique de marge à court terme.

Ils sont réévalués ultérieurement à la juste valeur, sur la basede leur cours coté ou de la valeur liquidative, les variations dejuste valeur étant comptabilisées en contrepartie du résultat.

Titres de placement

Les titres de placement comprennent les placements dans destitres que le Groupe a l’intention de revendre à court terme maisqui ne sont pas considérés comme suffisamment liquides pourêtre inclus dans les disponibilités ou équivalents dedisponibilités.

Disponibilités et équivalents de disponibilités

Les disponibilités et les équivalents de disponibilitéscomprennent les avoirs en caisse et les dépôts à vue ainsi queles placements dans des titres très liquides, immédiatementconvertibles en espèces pour un montant connu, et dont lavaleur a très peu de risque de varier : valeurs mobilières deplacement par nature très liquides (SICAV et FCP monétairesEuro selon la classification AMF des OPCVM), ainsi que cellesqui comportent des maturités venant à échéance dans un délaimaximal de 3 mois à compter de leur acquisition.

2 – 22.3 Prêts et créances

Prêts, créances à long terme, dépôts et cautionnements,

autres actifs non courants

Cette catégorie regroupe les créances rattachées à desparticipations, les créances commerciales à long terme, lesdépôts et cautionnements ainsi que les prêts à la clientèle dusecteur financier. Ces actifs sont évalués selon la méthode ducoût amorti en appliquant le taux d’intérêt effectif. Ils sontclassés au bilan en « actifs financiers non courants » ou en« actifs financiers courants » selon leur nature et leur échéancede remboursement.

Ils font l’objet de tests de perte de valeur dès l’apparitiond’indices indiquant que leur valeur recouvrable serait inférieureà leur valeur au bilan et au moins à chaque arrêté comptable. Laperte de valeur est enregistrée en résultat.

Créances

Créances clients et comptes rattachés

Les créances clients regroupent toutes les créances liées à lavente d’énergie, aux prestations annexes et les créancesrattachées au cycle d’exploitation. Les créances sont inscritespour leur montant nominal en raison de leur caractère courtterme. En fonction du risque de non-recouvrement basé sur desanalyses individuelles et statistiques, une provision pourdépréciation est constituée.

Gaz livré non facturé

Les créances comprennent également les factures à établir autitre de l’énergie livrée non facturée, qu’elle soit relevée ou non.

Cela concerne les clients non facturés mensuellement (clientèledomestique principalement) ainsi que ceux dont la période defacturation ne correspond pas à la période de consommation dumois.

La quote-part des charges de relève liées à ces recettespotentielles mais qui seront exposées au cours de la périodesuivante ainsi que le risque potentiel de non-recouvrement sontpris en compte.

Le gaz livré non relevé et non facturé dit « Gaz en Compteurs »est déterminé sur la base d’une méthode intégrant leschroniques de consommations des clients et valorisé au prixmoyen de l’énergie. Le prix moyen utilisé tient compte de lacatégorie de clientèle et de l’ancienneté du gaz en compteurs.

Autres débiteurs

Les autres débiteurs, en dehors des éventuelles créancesd’impôt, des charges constatées d’avance, des engagementsfermes couverts et des avances faites auprès des fournisseurssont valorisés selon la méthode du coût amorti lorsque les effetsde l’actualisation sont significatifs.

Les engagements fermes couverts sont comptabilisés en justevaleur par le biais du compte de résultat. Les autres élémentsde ce poste sont maintenus en valeur nominale en raison de leurcaractère court terme.

Titres participatifs

Gaz de France a procédé à l’émission de titres participatifs en1985 et en 1986 dans le cadre de la loi n 83.1 du 1er janvier 1983et de la loi n 85.695 du 11 juillet 1985. Ces titres sont évalués aucoût amorti. Ces titres ne répondant pas aux critères dedéfinition d’un instrument de capitaux propres, ont été classésen dettes.

Depuis août 1992, ces titres participatifs sont remboursables àtout moment, en tout ou partie, au gré de Gaz de France à unprix égal à 130% de leur nominal.

Rémunération

La rémunération des titres participatifs comporte, dans la limited’un taux de rendement compris dans la fourchette [85% ,130 %] du taux moyen des obligations, une partie fixe égale à63 % du TMO et une partie variable assise sur la progression dela valeur ajoutée de l’exercice précédent de Gaz de France ou duGroupe (part Groupe) si cette dernière est plus favorable.

La rémunération des titres participatifs déterminée selon laméthode du taux d’intérêt effectif est comptabilisée en chargefinancière.

Dettes financières

Les dettes financières sont comptabilisées initialement pour lemontant des fonds reçus, nets des coûts de transactionencourus et des primes d’émission.

Elles sont évaluées au coût amorti en appliquant la méthode dutaux d’intérêt effectif. Les charges financières ainsi calculéesprennent en compte les frais d’émission et les primesd’émission ou de remboursement.

Les dettes financières comprennent également le montant desintérêts minoritaires envers lesquels le Groupe a desengagements de rachat.

Les dettes financières dont l’échéance est supérieure à un ansont présentées en dettes financières non courantes. Les dettesfinancières dont la date de remboursement est inférieure à unan sont présentées en dettes financières courantes.



Dettes fournisseurs et autres dettes

Les autres dettes sont constituées des dettes sociales, desproduits encaissés d’avance afférents au nouvel exercice, descharges imputables à l’exercice en cours et qui ne seront payéesqu’ultérieurement, ainsi que des engagements fermes couvertsd’achat ou de vente dans le cadre d’opérations éligibles à lacomptabilité de couverture de juste valeur.

Les engagements fermes couverts sont comptabilisés en justevaleur par le biais du compte de résultat. Les autres élémentsde ce poste sont maintenus en valeur nominale en raison de leurcaractère court terme.

Actifs et passifs du secteur financier

Les actifs et passifs du secteur financier regroupent les actifs etpassifs portés par des établissements financiers consolidés ausein du Groupe :

Crédits à la clientèle de Solféa et leur refinancement

Ces actifs et passifs sont comptabilisés de manière analogueaux dettes financières : ils sont évalués au coût amorti etclassés au bilan en « actifs ou passifs financiers courants » pourla part dont l’échéance est à moins d’un an et en « actifs oupassifs financiers non courants » pour la part dont l’échéanceest à plus d’un an.

Actifs et passifs directement liés aux activités de trading deGaselys sur les marchés de l’énergie

Ces actifs et passifs sont comptabilisés de manière analogueaux créances et dettes commerciales : ils sont évalués au coûtamorti et classés au bilan en « actifs ou passifs financierscourants » lorsqu’ils sont consommés au cours du cycled’exploitation du Groupe et en « actifs ou passifs financiers noncourants » dans le cas contraire.

2 – 23 Instruments financiers dérivés

Le Groupe utilise des instruments financiers dérivésprincipalement pour gérer les risques de change, de tauxd’intérêt et de prix des matières premières auxquels il estconfronté dans le cadre de ses opérations.

Définition et périmètre des instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés sont des contrats, dont lavaleur est affectée par la variation d’un ou plusieurs paramètresobservables, qui ne requièrent pas d’investissement significatifet prévoient un règlement à une date future.

Les instruments financiers dérivés couvrent ainsi les contrats detype swaps, options, futures, mais également les engagementsd’achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés ainsi quecertains engagements fermes ou optionnels d’achat ou vented’actifs non financiers donnant lieu à livraison physique dusous-jacent.

Concernant plus particulièrement les contrats d’achat et devente d’électricité et de gaz naturel, le Groupe conduitsystématiquement une analyse visant à déterminer si le contrata été négocié dans le cadre de ses activités dites « normales »,et doit ainsi être exclu du champ d’application de la norme IAS39. Cette analyse consiste en premier lieu à démontrer que lecontrat est mis en place et continue à être détenu afin de donnerlieu à un achat ou une vente avec livraison physique, pour desvolumes destinés à être utilisés ou vendus par le Groupe selonune échéance raisonnable, dans le cadre de son exploitation. Encomplément, il convient de démontrer que :

• le Groupe n’a pas de pratique de règlement net au titre decontrats de même nature. En particulier, les opérationsd’achat ou vente à terme avec livraison physique réaliséesdans un strict but d’équilibrage en volumes des balancesd’énergie du Groupe ne sont pas considérées par le Groupecomme constitutives d’une pratique de règlement net ;

• le contrat n’est pas négocié dans le cadre d’arbitrages denature financière ;

• le contrat ne constitue pas une option vendue d’achat ou devente d’un élément non financier dont le montant net peut êtreréglé en trésorerie.

Seuls les contrats respectant l’intégralité de ces conditions sontconsidérés comme exclus du champ d’application de la normeIAS 39.

Comptabilisation et présentation

Les instruments financiers dérivés qualifiés en couverture sontventilés en courant/non courant à l’actif et au passif en fonctionde la nature du sous-jacent couvert.

Les instruments financiers dérivés non qualifiés en couverturesont classés en actifs courants ou en passifs courants.

Evaluation initiale

Les instruments financiers dérivés sont comptabilisésinitialement à la juste valeur.

Evaluation ultérieure

Les instruments financiers dérivés sont réévalués à la justevaleur à chaque arrêté et les variations de valeur comptabiliséesen résultat, sauf pour ceux qualifiés d’instruments de couverturede flux de trésorerie ou d’investissement net dont les variationsde juste valeur sont comptabilisées en capitaux propres.

La juste valeur des instruments cotés est déterminée parréférence au cours de bourse. Celle des instruments financiersnon cotés pour lesquels il existe des instruments cotés,similaires en nature et maturité est déterminée par référence aucours de bourse de ces instruments.



Pour les autres instruments non cotés, la juste valeur estdéterminée en utilisant des techniques d’évaluation telles queles modèles d’évaluation retenus pour les options ou en utilisantla méthode des flux de trésorerie actualisés.

Ces modèles prennent en considération des hypothèses baséessur les données du marché :

• La juste valeur des swaps de taux d’intérêt est calculée sur labase des flux de trésorerie futurs actualisés ;

• La juste valeur des contrats de change à terme et des swapsde devises est calculée par référence aux cours actuels pourdes contrats ayant des profils de maturité similaires enactualisant le différentiel de flux futurs de trésorerie(différence entre le cours à terme du contrat et le cours àterme recalculé en fonction des nouvelles conditions demarché appliquée au montant nominal) ;

• La juste valeur des options de change ou de taux estdéterminée à partir de modèles de valorisation d’options ;

• Les contrats dérivés de matières premières sont valorisés enfonction des cotations du marché sur la base des flux detrésorerie futurs actualisés (contrats fermes : commodity swapou commodity forward), et de modèles de valorisationd’options (contrats optionnels) pour lesquels il peut êtrenécessaire d’observer la volatilité des prix du marché. Pour lescontrats dont la maturité excède la profondeur destransactions pour lesquelles les prix sont observables ou quisont particulièrement complexes, les valorisations peuvents’appuyer sur des hypothèses internes ;

• Dans le cas de contrats complexes négociés avec desétablissements financiers indépendants, le Groupe utiliseexceptionnellement des évaluations effectuées par lescontreparties.

Instruments financiers dérivés hors couverture

Les dérivés hors couverture regroupent, outre les dérivésspéculatifs, les instruments dérivés qui, bien que constituantune couverture économique, ne remplissent pas les conditionsrequises les rendant éligibles pour une comptabilité decouverture. Les variations résultant de la réévaluation à la justevaleur de ces instruments sont constatées en résultat del’exercice.

Comptabilité de couverture

La comptabilité de couverture est appliquée lorsque lesinstruments financiers dérivés compensent, en totalité ou enpartie, la variation de juste valeur ou de flux de trésorerie d’unélément couvert, actif, passif, engagement ou transaction futureprévue et que l’efficacité de cette couverture est documentée àl’initiation de la transaction et tout au long de la vie del’instrument.

Lors de la conclusion d’un contrat sur dérivés, le Groupedétermine le type de couverture concerné et documente, à lamise en place de la transaction, afin de pouvoir appliquer lesdispositifs spécifiques de la comptabilité de couverture, le lien

existant entre l’instrument de couverture et la transaction sous-jacente, en précisant les risques, la stratégie et le but de lacouverture mise en œuvre.

Le Groupe contrôle régulièrement l’efficacité de la couverturedans la compensation des variations de la juste valeur del’instrument ainsi que son élément sous-jacent depuis la miseen place de l’instrument jusqu’à l’échéance de la couverture.

Couvertures de juste valeur

Les couvertures de juste valeur regroupent les dérivés servant àcouvrir le risque de change, le risque de taux d’intérêts etcertains risques sur les opérations matières.

Le profit ou la perte résultant de la réévaluation de cesinstruments de couverture de juste valeur est enregistréimmédiatement en résultat opérationnel ou financier selon lanature de l’élément couvert.

Les variations de juste valeur de l’élément de bilan sous-jacentsont comptabilisées en résultat de manière symétrique auxvariations de valeur de l’instrument de couverture.

Couvertures de flux de trésorerie

Les couvertures de flux de trésorerie regroupent lesinstruments financiers dérivés utilisés pour couvrir les risquessur les flux financiers liés aux transactions futures fermes ouhautement probables, certains risques sur les opérationsmatières ainsi que sur les emprunts à taux variables.

Les variations de valeur de l’instrument de couverture sontcomptabilisées dans un compte de capitaux propres et sontdifférées jusqu’à la date de réalisation de la transaction ou decomptabilisation de l’actif, du passif ou des résultats surl’élément couvert.

Seule la part inefficace de la couverture est constatéeimmédiatement en résultat.

Couvertures d’investissement net dans une entité étrangèrehors zone euro

Les prêts et emprunts long terme dont le remboursement n’estni planifié, ni prévisible font partie de l’investissement net dansune entité à l’étranger. Les écarts de change sont comptabilisésen capitaux propres sous la même rubrique que les écarts deconversion.

Les variations de valeur des instruments de couverture mis enplace pour réduire l’exposition aux risques de change sur cesinvestissements nets dans une entité étrangère sontcomptabilisées, pour la partie efficace, de manière symétriqueaux écarts de change, en « réserve de juste valeur » jusqu’à lasortie de l’investissement net.



2 – 24 Compte de résultat

2 – 24.1 Chiffre d’affaires

Ventes de biens et de prestations de services

Les produits provenant de la vente de biens sont enregistréslorsque les risques et avantages significatifs inhérents à lapropriété des biens ont été transférés à l’acheteur. Les produitsprovenant de prestations de services sont enregistrés enfonction du degré d’avancement de la transaction à la date declôture. Le degré d’avancement est évalué sur base des travauxexécutés. Aucun revenu n’est comptabilisé en cas d’incertitudessignificatives quant au recouvrement du prix de la transaction,aux coûts associés ou au retour possible des marchandises.

Prestations issues de contrats retraités selon l’interprétationIFRIC 4 « Déterminer si un accord contient un contrat delocation ».

Les produits provenant de contrats de prestations de servicesretraités selon IFRIC 4 en contrats de location-financement sontrépartis sur la durée des contrats sur la base d’un schémareflétant une rentabilité périodique constante sur l’encoursd’investissement net de l’entreprise.

Droits de raccordement

Les facturations aux clients au titre de leur raccordement auxréseaux de transport et de distribution de gaz font l'objet d'unétalement sur la durée des contrats, à l'exception des sociétésGaz de France SA, GrDF et GRTgaz. En effet, pour ces dernières,les principes de tarification de l'utilisation des réseaux detransport et de distribution de gaz selon une formule visant àcouvrir d'une part les charges d'exploitation relatives autransport et à la distribution du gaz et d'autre part les chargesde capital (amortissement, rémunération), prévoient que lesmontants ainsi perçus soient déduits de la base de rémunérationde Gaz de France SA, GrDF ou GRTgaz l'année de leurfacturation, tandis que le coût de revient du branchement estinclus dans la base d'actifs régulés qui fait l'objet d'unerémunération sur la durée d’utilité des actifs. Ces principes detarification ont pour effet un étalement des produits sur la duréed’utilité des actifs.

Contrats de construction

Lorsque le résultat d’un contrat de construction peut êtreestimé de façon fiable, les produits du contrat et les coûtsassociés sont comptabilisés respectivement en produits etcharges en fonction du degré d’avancement de l’activité ducontrat de construction. Le degré d’avancement est évalué surbase d’examen des travaux réalisés.

La marge à terminaison est régulièrement révisée tout au longdu contrat, les pertes éventuelles attendues sur les contrats deconstruction sont provisionnées pour leur totalité par le comptede résultat.

Un contrat est considéré comme achevé au moment du transfertde propriété du bien, et s’agissant de contrats complexesportant sur la réalisation d’installations intégrées pour lesquelsexiste une obligation de résultat global, le contrat est considéréachevé dès la réception provisoire des travaux prononcée.

Cas particulier du chiffre d’affaires reconnu au titre deséchanges avec les concédants en application d’IFRIC 12

L’interprétation IFRIC 12 dispose que, lorsque l'opérateur doit(ce qui est généralement le cas) procéder à la construction debiens formant l'infrastructure (construction de biens de premierétablissement) pour pouvoir bénéficier du «droit de facturer lesutilisateurs», cette prestation de construction relève de la normeIAS 11 sur les contrats de construction, et que les droits reçusen retour constituent un échange à comptabiliser en applicationde la norme IAS 38 (cf § 2.9).

Au plan pratique, s’agissant de l’ensemble des contrats deconcession exploités par le groupe Gaz de France, en l’absencede différenciation entre la rémunération de la phase deconstruction et celle de la phase d’exploitation dans ladétermination des tarifs d’accès des tiers aux réseaux et deréférence externe de juste valeur pour ces deux éléments, lechiffre d’affaires comptabilisé au titre de la phase deconstruction est limité au montant des coûts exposés.

Produits d’intérêts

Les produits d’intérêts du secteur financier sont inscrits aucompte de résultat prorata temporis, sur la base du tauxd’intérêt effectif de rendement.

2– 24.2 Coût de l’endettement financier net

Il s’agit des charges financières relatives à l’endettementfinancier net du Groupe qui regroupent les intérêts versés etreçus, les variations de valeur et les résultats des instrumentsde couverture et les différences de change relatifs àl’endettement, ainsi que les produits d’intérêts et équivalentssur les titres de placement et les disponibilités.

2 – 24.3 Autres éléments financiers

Il s’agit :

• des produits et charges financiers de nature opérationnelle ;

• des charges de désactualisation des provisions à long termeainsi que du rendement attendu des actifs de couverture ;

• des autres produits et charges de nature financière qui ne sontpas de nature opérationnelle et qui regroupent notamment lerésultat des opérations sur l’ensemble des titres nonconsolidés liés à l’exploitation ou non.

2 – 24.4 Impôts

Les impôts sur les bénéfices de l’exercice regroupent les impôtsexigibles et les impôts différés. Ils sont inscrits au compte derésultat, à l’exception de ceux, afférents à des élémentsenregistrés directement en capitaux propres, égalementconstatés par les capitaux propres.

Les impôts exigibles désignent les impôts à payer sur lebénéfice imposable de la période, calculés selon les tauxd’imposition en vigueur à la date de clôture.



2 – 24.5 Résultat net par action

Le résultat net par action non dilué est déterminé en divisant lerésultat net – part du Groupe par le nombre moyen pondéréd’actions en circulation au cours de l’exercice ajusté du nombremoyen des actions ordinaires rachetées ou émises au cours del’exercice.

Le résultat net par action dilué est obtenu en divisant le résultatnet – part du Groupe par le nombre moyen d’actions composantle capital en tenant compte des éventuels instruments dilutifs.

2 – 25 Tableau des flux de trésorerie

Le tableau présente les flux réels liés à l’activité des sociétésprésentes dans le périmètre de fin d’exercice.

Les mouvements qui affectent le bilan mais qui ne sont pasconsidérés comme des flux : investissements sans financement(location-financement), reclassements, effets des fusions etapports partiels, changements de méthodes comptables, sontprésentés en annexe pour les plus significatifs.

Le tableau des flux de trésorerie du Groupe est établi selon laméthode indirecte à partir du résultat avant impôt.

Les flux liés aux charges de renouvellement exposées dans lecadre des contrats de concession traités en comptabilité selonles dispositions de l’interprétation IFRIC 12 sont isolés sur laligne « Dépenses de renouvellement ».

Les dépréciations d’actifs circulants sont assimilées à despertes définitives ; en conséquence, la variation de l’actifcirculant est présentée nette de dépréciation.

Les flux liés au paiement de l’impôt, au paiement des chargesd’intérêts et aux encaissements de produits financiers sontisolés.

Les effets sur la trésorerie des acquisitions de sociétésconsolidées sont mentionnés au niveau des fluxd’investissement sous la rubrique « Investissements en titres departicipation et assimilés », nets de la trésorerie acquise.

L’effet des cessions net de la trésorerie cédée est mentionné en« Produits de cession d’actifs corporels, incorporels et titres departicipation ».

Lorsqu’ils sont significatifs, les flux liés à l’activité entre le1er janvier et la date de leur cession des sociétés sorties dupérimètre durant l’exercice, sont maintenus dans le tableau desflux de trésorerie.

La trésorerie du tableau des flux de trésorerie comprend lesdisponibilités ainsi que les équivalents de disponibilités moinsles découverts bancaires remboursables sur demande et quifont partie intégrante de la gestion de trésorerie.

2 – 26 Principes d’établissement de l’information sectorielle

La répartition des sociétés par secteur est décrite en Notes 1, 2et 24.

Information sectorielle de premier niveau

L’information sectorielle de premier niveau est établie enfonction des principaux secteurs d’activité du Groupe.

Un secteur d’activité est une composante distincte du Groupe,engagée dans la fourniture de services et de produits au sein

d’un environnement économique particulier et exposée à desrisques et à une rentabilité spécifique par rapport à celle desautres secteurs.

Information sectorielle de niveau secondaire

L’information sectorielle de niveau secondaire repose sur undécoupage par zones géographiques sur lesquelles s’exercel’activité du Groupe.

Normes comptables des activités

Les normes comptables des activités sont celles appliquées parle Groupe pour l’établissement des comptes consolidés,présentées dans la présente annexe.

Les actifs et passifs par activité ou zone géographiquereprésentent la situation en fin de période.

La réconciliation avec les données des états financiers impliquede prendre en compte les effets du processus de consolidation(éliminations).

Prestations entre les activités

Les ventes et prestations d’une activité à l’autre sont réaliséesaux conditions du marché.

Les prestations internes sont facturées entre les segments auprix de marché. Il s’agit principalement des prestationssuivantes :

• entre Achat-Vente d’Energie et Transport Stockage :

– réservation et utilisation de capacités d’acheminement dansle réseau de transport du gaz commercialisé. Larémunération de cette prestation est déterminée sur la basedes tarifs d’Accès des Tiers au Réseau de Transportapprouvés par la Commission de Régulation de l’Energie.

– réservation et utilisation des capacités de stockagenécessaires à l’activité de commercialisation.

• entre Achat-Vente d’Energie et Distribution France :réservation et utilisation des capacités d’acheminement dansle réseau de distribution du gaz commercialisé. Larémunération de cette prestation est déterminée sur la basedu tarif d’Accès des Tiers au Réseau de Distribution approuvépar la Commission de Régulation de l’Energie,

Éléments non alloués

Les charges et produits non alloués comprennentprincipalement des frais centraux, les frais de recherche etdéveloppement ainsi que divers produits non directementaffectables aux activités.

Les immobilisations non allouées regroupent les actifs du siège,ceux affectés à la recherche et ceux de la Direction duPersonnel.

Excédent Brut Opérationnel (EBO)

Il regroupe l’ensemble des charges, hors amortissements,provisions, paiements en action et dépenses de renouvellement,et produits directement liés aux activités du Groupe, que ceséléments soient des éléments récurrents du cycle d’exploitationou qu’ils résultent d’événements ou de décisions ponctuels ouinhabituels, y compris d’événements extraordinaires, surlesquels le Groupe n’a aucune maîtrise.



B – Comparabilité des exercices

1 – TRANSACTIONS MAJEURES

1.1. Acquisitions

1.1.1. Acquisitions en 2007

Nom de la filiale Pays Activité%

acquisDate

d’acquisition

Groupe VenditeItalie

Transport et DistributionInternational 20 % 26.09.2007

Erelia France Achat-Vente d’Energie 95 % 05.11.2007

Société Eolienne de la Haute Lys France Achat-Vente d’Energie 100 % 11.12.2007

Enerci Côte d’Ivoire Exploration-Production 51 % 12.04.2007

Les impacts des acquisitions d’entreprises sur le bilan peuvent se résumer comme suit :

(En millions d’euros) 2007

Immobilisations incorporelles 174

Immobilisations corporelles 170

Créances clients et comptes rattachés 109

Autres créances 80

Disponibilités et équivalents de disponibilités 22

Sous-total (I) 555

Dettes fournisseurs et comptes rattachés 130

Dettes financières 252

Autres passifs 83

Sous-total (II) 465

Intérêts minoritaires (III) - 7

Titres mis en équivalence (IV) 3

Juste valeur des actifs nets acquis (I) –(II) + (III) + (IV) 86

Ecart d’acquisition 101

Coût d’acquisition total 187

Disponibilités et équivalents de disponibilités acquis - 22

Décaissements de la période liés aux acquisitions 165

Gaz de France a exercé auprès de Camfin l'option lui permettantd'acquérir une part supplémentaire de 20 % dans EnergieInvestimenti, holding détenant le groupe Vendite, pour un montantde 40 millions d'euros. Grâce à cette transaction, Gaz de Francedétient aujourd'hui une participation de 60 % dans EnergieInvestimenti, Camfin détenant les 40 % restants. L’exercice del’option d’achat de 20% des titres de Camfin dans EnergieInvestimenti a conféré au Groupe le contrôle exclusif sur legroupe Vendite justifiant la consolidation par intégration globale.

Gaz de France a signé un contrat portant sur l'acquisition d'uneparticipation de 95 % dans ERELIA et 100% dans SociétéEolienne de la Haute Lys, qui assurent le développement etl'exploitation de parcs éoliens en France. L’affectation du prix deces deux acquisitions s’est traduite par la constatation d’unécart d’acquisition de 69 millions d’euros pour ERELIA et18 millions d’euros pour la Société Eolienne de la Haute Lys. LeGroupe a la possibilité de finaliser l’identification et l’évaluationdes actifs acquis et passifs assumés au cours de l’exercice 2008.



Gaz de France a racheté le 12 avril 2007 à EDF la participation de 51% qu’elle détenait dans Enerci, société d’exploration-production,portant ainsi sa participation dans Enerci à 100%. Enerci détient 12% d’un gisement off-shore situé en Côte d’ivoire.

Les principales incidences des acquisitions d’entreprises sur le compte de résultat depuis la date d’acquisition sont les suivantes :

(En millions d’euros) 31.12.2007

Chiffre d’affaires 276

Résultat opérationnel 9

Résultat net part Groupe 5



acquisDated’acquisition

AES Energia Cartagena Espagne Achat Vente d’Energie 26 % 01.11.2006

Maïa Eolis France Achat Vente d’Energie 49 % 22.12.2006





Autres créances 11


Sous-total (I) 839



Autres passifs 75

Sous-total (II) 756

Intérêts minoritaires (III) - 2

Juste valeur des actifs nets acquis (I) – (II) + (III) 81



Disponibilités et équivalents de disponibilités acquis - 77

Payé lors d’un exercice antérieur - 8


Le 1er novembre 2006, un contrat d‘Energy Agreement entre leGroupe et AES Energia Cartagena est entré en vigueur. Cecontrat dispose que Gaz de France détient un droit exclusifd’utilisation des 3 turbines composant la centrale électrique,tout en transférant à l’entreprise les risques et avantages liésaux opérations. De ce fait, AES Energia Cartagena est consolidéepar la méthode de l’intégration globale.

Le 22 décembre 2006 les accords pour la création de la sociétécommune (Maïa Eolis) entre Gaz de France (49 %) et MaïaSonnier (51 %) ont été finalisés. Cette société assure ledéveloppement et l’exploitation de parcs éoliens en France et enEurope. Maïa Sonnier a apporté sa branche d’activité,comprenant ses parcs éoliens en exploitation et en projet, tandisque Gaz de France a effectué un apport en numéraire d’environ110 millions d’euros. Cette société est consolidée par intégrationproportionnelle dans les comptes du Groupe.







Résultat net part Groupe - 1


Nom de la filiale Pays Activité%acquis

Dated’acquisition

Distrigaz Sud Roumanie Transport et Distribution International 51% 31.05.2005

Groupe SPE Belgique Transport et Distribution International 25,5% 28.09.2005

Groupe Savelys (anciennement CGST Save) France Services 39% 23.03.2005

AEM** Italie Services 100% 01.04.2005

ADF Normandie France Services 100% 01.03.2005

CFM CFMH France Achat Vente d’Energie 45% 03.01.2005

Gaz de France Produktion Exploration Deutschland Allemagne Exploration-Production -* Nov. 2005

* En vertu du contrat d’acquisition de Gaz de France Produktion Exploration Deutschland, signé en 2003, un complément de prix a été versé. Ce complément correspond à des intérêtssupplémentaires dans un puit d’hydrocarbures.

** Acquisition d’actifs





Immobilisations incorporelles 241


Actifs financiers 69

Stocks et en-cours 53



Sous-total (I) 1 627


Dettes fiscales et sociales 72

Provisions pour avantages liés au personnel 29


Passifs d’impôts différés 139

Autres provisions 84

Sous-total (II) 799

Intérêts minoritaires * (III) - 101

Titres mis en équivalence ** (IV) - 38

Juste valeur des actifs nets acquis (I) – (II) + (III) + (IV) 689



Disponibilités et équivalents de disponibilités acquis à payer lors d’exercices ultérieurs - 278


* Apparition d’intérêts minoritaires lors du rachat de Distrigaz Sud (détenue à 51 %)** Groupe Savelys (mise en équivalence en 2004 – intégration globale en 2005)

Le 1er mars 2005, le Groupe a procédé à l’acquisition de 100 %d’ADF Normandie intervenant dans le domaine de lamaintenance industrielle et la réparation.

Le 23 mars 2005, le Groupe a augmenté sa participation dans lecapital du Groupe CGST Save, rebaptisé Groupe Savelys, de 20%à 59 %. Cette société est le premier groupe français demaintenance de chaudière individuelle. Mise en équivalence en2004, cette société est consolidée en 2005 par intégrationglobale dans les comptes du Groupe.

Le 31 mai 2005, le Groupe a procédé à l’acquisition de 51 % ducapital de Distrigaz Sud, présente dans le transport et ladistribution de gaz aux particuliers et entreprises sur le marchéroumain. Cette société est consolidée par intégration globaledans les comptes du Groupe.

Le 28 septembre 2005, le Groupe a acquis 25,5 % du capital duGroupe SPE (Société de Production d’Electricité), présent dansla production d'électricité et la commercialisation d'énergie, gazet électricité, sur le marché belge.

Afin de répondre aux évolutions du marché du gaz naturel enEurope, Gaz de France et Total ont conclu en novembre 2003 unprotocole d’intention visant à dénouer leurs participationscroisées dans leurs sociétés communes de transport et defourniture de gaz naturel en France, Gaz du Sud-Ouest (GSOdétenue à hauteur de 30 % par Gaz de France) et la CompagnieFrançaise du Méthane (CFM détenue à hauteur de 55 % par Gazde France).

La clôture contractuelle et financière de ces opérations estintervenue le 3 janvier 2005, Gaz de France devenant actionnaireunique de CFM, et Total actionnaire unique de GSO. Gaz deFrance a absorbé CFM le 1er juillet 2005.







Résultat net part Groupe 37

1.2. Cessions

1.2.1. Cessions en 2007

Aucune opération significative n’est intervenue au titre de l’exercice.


Nom de la filiale Pays Activité% decession

Date decession

Gaseba ArgentineTransport etDistribution International 100 % 01.06.2006

Gaseba Uruguay UruguayTransport etDistribution International 51 % 01.06.2006

Distrigaz Sud RoumanieTransport etDistribution International 10 % 02.02.2006

Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou France Transport Stockage 30,3 % 13.06.2006

KGM KazakhstanExploration etProduction 17,5 % 19.07.2006



La quote-part des actifs et passifs composant la valeur des titres cédés se présente de la manière suivante :


Ecarts d’acquisition et autres Immobilisations incorporelles 9





Sous-total (I) 129





Autres passifs 12

Sous-total (II) 34

Intérêts minoritaires (III) 50

Ecart de conversion (IV) 6

Actifs nets cédés (I) – (II) + (III) + (IV) 151

Bénéfice (perte) sur cessions 199

Produit total des cessions 350

Moins :

Impôt retenu à la source 61

Trésorerie nette cédée 24

Encaissement de la période lié aux cessions 265

Gaz de France avait conclu en 2005 un accord avec la BanqueEuropéenne pour la Reconstruction et le Développement (Berd)et la Société Financière Internationale (IFC) aux termes duquelle Groupe cède à chacun une participation de 5 % dans le capitaldu distributeur de gaz naturel roumain Distrigaz Sud. Cet accords'est concrétisé au cours du premier semestre 2006.

Dans le cadre des accords signés avec Total pour ledénouement de leurs participations communes, intervenu en2005, un accord de partenariat avait été conclu qui permettait àTotal d'entrer à hauteur de 30 % dans le terminal méthanier deGaz de France à Fos Cavaou. Cet accord s'est concrétisé en juin2006.

Gaz de France a conclu un accord pour la vente de saparticipation de 17,5 % dans la joint venture kazakheKazGerMunai LLP (KGM) à la compagnie pétrolière nationalekazakhe KazMunaiGas JSC, pour un montant de 350 millions dedollars. La participation de Gaz de France dans KGM étaitdétenue via sa filiale allemande EEG-Erdgas Erdöl GmbH. En2005, KGM avait produit deux millions de tonnes de pétrole brut.

Cette transaction, concrétisée en juillet 2006, a eu un impactpositif sur le résultat opérationnel du second semestre 2006 de187 millions d’euros.


Nom de la filiale Pays Activité% de

cessionDate decession

G.S.O. France Transport- Stockage 30 % 03.01.2005

La cession de GSO a fait partie de l’opération de dénouementdes participations croisées entre Total et Gaz de France évoquéeau paragraphe 1.1.3. Avant sa cession, cette société était miseen équivalence dans les comptes du Groupe.

L’impact positif global du dénouement des participationscroisées avec Total s’établit à 77,1 millions d’euros enregistrésen Autres produits et charges opérationnels.



La quote-part des actifs et passifs composant la valeur des titres mis en équivalence cédés se présente de la manière suivante :


Ecarts d’acquisition et autres Immobilisations incorporelles 2


Actifs financiers 1




Sous-total (I) 246




Provisions pour avantages liés au personnel 2


Autres provisions 1

Sous-total (II) 147

Actifs nets cédés = titres mis en équivalence (I) – (II) 99

Bénéfice (perte) sur cessions - 4

Produit total des cessions 95

Moins

Trésorerie nette cédée - 1

Encaissement de la période lié aux cessions 94

1.3. Changement de méthode de consolidation

1.3.1. Changements de méthode de consolidation en 2007

Une modification du pacte d’actionnaires (sans participationcomplémentaire) avec le partenaire de la société d’exploration-production britannique EFOG, intervenue le 1er février 2007, aconféré à Gaz de France un contrôle conjoint sur la société

justifiant une consolidation par intégration proportionnelle, alorsque la société était précédemment mise en équivalence.

Le remplacement des administrateurs de SPE nommés par Gazde France par un trustee ont conduit le Groupe à reconsidérer lanature du contrôle exercé : à compter du 30 novembre 2007,SPE, précédemment consolidée par intégration proportionnelle,est mise en équivalence.

Les impacts des changements de méthode sur les comptes consolidés peuvent se résumer comme suit :


Immobilisations incorporelles - 139


Autres créances 26


Sous-total (I) - 52

Dettes financières - 43

Provisions - 19

Impôt différés passifs non courants 15

Autres passifs 2

Sous-total (II) - 45

Valeur des titres mis en équivalence (I) – (II) - 7

Quote-part de résultat des sociétés mises en équivalence 11



1.3.2. Changements de méthode de consolidation en 2005


acquisDate

d’acquisition

Groupe Italcogim ItalieTransport et DistributionInternational 40,00 % 05.08.2003

Arcalgas Energie ItalieTransport et DistributionInternational 42,65 % 07.05.2002

Arcalgas Progetti ItalieTransport et DistributionInternational 44,17 % 07.05.2002

Ces participations étaient détenues par le Groupe depuis 2002 et 2003, mais ne faisaient pas l’objet d’intégration dans les comptesconsolidés en raison de la réglementation italienne limitant à 2% les droits de vote des sociétés étrangères. La cotation de Gaz de Francedepuis le 7 juillet 2005 a rendu inapplicable cette limitation des droits de vote, permettant ainsi l’intégration de ces entités dans lepérimètre du Groupe.

Ces sociétés ont été mises en équivalence en raison de la réglementation italienne qui limitait le pouvoir au sein de ces entités.

2. RETRAITEMENT DES PÉRIODES DE COMPARAISON

2.1 – Finalisation des travaux d’affectation du coût d’acquisition de Maïa Eolis

Bilan consolidé résumé


2006avant

changementsAjustements

IFRS 3

2006après

changements

Ecarts d’acquisition 1 649 - 23 1 626

Actifs incorporels du domaine concédé 5 704 - 5 704

Autres immobilisations incorporelles 564 - 564

Immobilisations corporelles 16 625 + 35 16 660

Autres actifs courants et non courants 18 367 - 18 367

Total actif 42 909 + 12 42 921

Capitaux propres part du Groupe 16 197 - 16 197

Intérêts minoritaires 466 - 466

Passifs d’impôts différés 2 608 + 12 2 620

Autres passifs courants et non courants 23 638 - 23 638

Total passif 42 909 + 12 42 921

La finalisation dans le délai d’un an, comme l’autorise la norme IFRS 3, des travaux d’identification et d’évaluation des actifs acquis et despassifs assumés dans le cadre de l’acquisition en 2006 de la société Maïa Eolis s’est traduite par la réaffectation d’une partie de l’écartd’acquisition aux actifs corporels pour 35 millions d’euros et d’impôts différés passifs pour 12 millions d’euros.



C – Compléments d’information relatifs aux bilan,compte de résultat et tableau des flux detrésorerie

1 – INFORMATION SECTORIELLE

Note 1 – Informations par secteurd’activité

Comparabilité des périodes

Suite à la mise en place de la nouvelle organisation du Groupe,certaines activités ont fait l'objet de reclassement entre lessegments sur l’ensemble des périodes présentées.

Les principaux reclassements concernent :

• Activité de vente aux grands comptes de GDF Deutschland(Europe continentale) : secteur AVE (auparavant TDI),

• Groupe Savelys et DK6 : secteur AVE (auparavant SER),

• Filiales de transport en Europe (Megal GmbH, Segeo) : secteurTS (auparavant TDI),

• Vente de gaz en Angleterre : secteur TDI (auparavant AVE).

Secteurs d’activité

La segmentation repose sur des structures de gestion et dereporting internes : un secteur d’activité regroupe un sous-ensemble d’activités ou d’entités opérationnelles, chaque entitéétant gérée séparément et fournissant une informationfinancière et de gestion régulièrement disponible.

Les activités du Groupe sont déclinées en six secteurs d’activitéregroupés en deux pôles, Fournitures d’énergie et de services etInfrastructures.

Le pôle Fourniture d’énergie et de services (Four. Ener. Serv.)

regroupe les secteurs d’activité suivants :

• Exploration-Production (E&P)

Le Groupe Gaz de France dispose via ses filiales et participationsd’un portefeuille d’actifs pétroliers et gaziers, principalementdes actifs productifs en Mer du Nord et en Allemagne, et deschamps en exploration et en développement en Algérie et enEgypte. L’activité Exploration-Production vend une partimportante de ses productions à l’activité Achat-Vente d’Energie.

• Achat-Vente d’Energie (AVE)

Ce segment regroupe les activités de négoce, de trading et desservices associés. Les ventes concernent l’ensemble desclients : résidentiels, tertiaires et autres sociétés énergétiques.En France elles sont réalisées principalement par Gaz deFrance. Les ventes de gaz aux grands comptes en France,Allemagne et Belgique ainsi que d’électricité en Angleterre sontprincipalement assurées par Gaz de France. L’activité de tradingest portée par Gaselys. Les services associés relèventessentiellement de Savelys.

• Services (SER)

L’activité de Services consiste en l’offre de servicescomplémentaires à la fourniture d’énergie, principalement :

– conduite et maintenance d’installations de production dechaleur ou de froid, maintenance industrielle (groupeCofathec),

– installations en environnement contrôlé, gestion d’unitésindustrielles (groupe Cofathec),

– production d’électricité (groupe Finergaz),

– Gaz Naturel Véhicules (GNVert).

Le pôle Infrastructures (Infrastr.) regroupe l’ensemble desactivités en matière de transport et de distribution, répartiesentre les segments :

• Transport – Stockage (TS)

Le réseau de transport du gaz en France est exploité par lafiliale GRTgaz pour le compte de Gaz de France et, enapplication des directives européennes, pour le compte de tiers.Ce segment comprend également les réseaux Megal (Sud del’Allemagne) et Segeo (Belgique), ainsi que la gestion desterminaux méthaniers et des installations de stockage enFrance.

• Distribution France (DIF)

Ce segment regroupe la gestion et l’exploitation des réseaux dedistribution en France – investissement, renouvellement,maintenance – assurées par Gaz de France sur l’année 2007 etcédées à la filiale GrDF au 31/12/2007, principalement destinés àl’acheminement du gaz pour son compte propre et pour lecompte de tiers. Les réseaux de distribution sont exploités sousun régime de concessions accordées par les collectivitéslocales.

• Transport et Distribution International (TDI)

Le Groupe dispose de participations dans plusieurs sociétés detransport et de distribution de gaz, principalement en Europe(Allemagne, Hongrie, Slovaquie, Portugal, Roumanie) et auMexique. En général, ces entités assurent aussi lacommercialisation du gaz. Ce segment regroupe également lavente de gaz hors Europe continentale (notamment Angleterre).

Autres

Ce segment regroupe les contributions des entités holdings etcelles dédiées au financement centralisé du Groupe, ainsi queles sociétés à vocation immobilière.

Eléments non alloués

Les charges et produits non alloués comprennentprincipalement des frais centraux, des frais de recherche etdéveloppement ainsi que divers produits non directementaffectables aux activités.

Les immobilisations non allouées regroupent les actifs du siège,ceux affectés à la recherche et ceux de la Direction duPersonnel.



Note 1 – 1 – Compte de résultat

• Groupe Gaz de France

(données comparatives retraitées – cf ci-dessus)

a) Chiffre d’affaires

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Chiffre d’affairesCA

externeCessionsinternes Total

CAexterne

Cessionsinternes Total

CAexterne


Four Ener. Serv 21 178 1 823 23 001 21 344 1 924 23 268 18 161 1 514 19 675

Infrastr. 6 145 4 546 10 691 6 178 4 610 10 788 4 654 4 564 9 218

Autres 79 282 361 72 198 270 14 57 71

Non alloué 25 504 529 48 466 514 43 662 705

Éliminations - - 7 155 - 7 155 - - 7 198 - 7 198 - - 6 797 - 6 797

Total 27 427 - 27 427 27 642 - 27 642 22 872 - 22 872

b) Autres indicateurs

Excédent Brut Opérationnel **

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Four Ener. Serv 2 331 1 916 1 156

Infrastr. 3 316 3 267 3 002

Autres 65 - 2 - 5

Non alloué - 46 - 32 95

Total 5 666 5 149 4 248** avant dépenses de renouvellement et paiements en actions cf Note 1-2

Résultat Opérationnel

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Four Ener. Serv 1 777 1 449 767

Infrastr. 2 118 2 087 2 125

Autres 47 115 -

Non alloué - 68 - 43 - 71

Total 3 874 3 608 2 821

Quote-part de résultat des sociétés mises en équivalences

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Four Ener. Serv 68 152 155

Infrastr. 31 24 34

Autres - - -

Non alloué - - -

Total 99 176 189

c) Éléments inclus dans le résultat opérationnel

Frais de personnel

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


Infrastr. 1 290 1 341 1 252

Autres 45 24 12

Non alloué 316 326 445

Total 2 628 2 581 2 541

Amortissement des immobilisations corporelles et incorporelles

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


Infrastr. 931 967 919

Autres 27 28 10

Non alloué 7 7 10

Total 1 513 1 430 1 318

Perte de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


Infrastr. - 2 1 - 36

Autres - 2 - 2 -

Non alloué - - -

Total 14 48 - 29



• Pôle Fourniture d’Energie et de Services



31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005



CAexterne


CAexterne


E&P 1 293 424 1 717 1 230 429 1 659 932 207 1 139

AVE 18 184 1 857 20 041 18 432 2 023 20 455 15 731 1 615 17 346

SER 1 701 106 1 807 1 682 119 1 801 1 498 70 1 568

Éliminations - - 564 - 564 - - 647 - 647 - - 378 - 378

Total 21 178 1 823 23 001 21 344 1 924 23 268 18 161 1 514 19 675



31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

E&P 1 127 1 270 726

AVE 1 075 529 325

SER 129 117 105

Total 2 331 1 916 1 156

** avant dépenses de renouvellement et paiements en actions cf Note 1-2


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

E&P 755 935 457

AVE 940 443 251

SER 82 71 59

Total 1 777 1 449 767


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

E&P 11 114 128

AVE 57 37 24

SER - 1 3

Total 68 152 155


Frais de personnel

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

E&P 103 97 88

AVE 469 383 372

SER 405 410 372

Total 977 890 832


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

E&P 377 298 267

AVE 127 89 71

SER 44 41 41

Total 548 428 379


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

E&P 11 49 7

AVE 7 - -

SER - - -

Total 18 49 7



• Pôle Infrastructures



31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005



CAexterne


CAexterne


TS 488 2 006 2 494 384 1 971 2 355 228 1 910 2 138

DIF 517 2 559 3 076 642 2 647 3 289 774 2 652 3 426

TDI 5 140 62 5 202 5 152 26 5 178 3 652 17 3 669

Éliminations - - 81 - 81 - - 34 - 34 - - 15 - 15

Total 6 145 4 546 10 691 6 178 4 610 10 788 4 654 4 564 9 218



31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

TS 1 534 1 357 1 265

DIF 1 291 1 412 1 358

TDI 491 498 379

Total 3 316 3 267 3 002

** avant dépenses de renouvellement et paiements en actions cf Note 1-2


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

TS 1 185 1 013 934

DIF 552 726 900

TDI 381 348 291

Total 2 118 2 087 2 125


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

TS 1 2 -

DIF 1 2 -

TDI 29 20 34

Total 31 24 34


Frais de personnel

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

TS 296 289 284

DIF 711 801 802

TDI 284 251 166

Total 1 291 1 341 1 252


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

TS 353 344 343

DIF 453 444 441

TDI 125 179 135

Total 931 967 919


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

TS - - -

DIF - - -

TDI - 2 1 - 36

Total - 2 1 - 36



Note 1 – 2 – Réconciliation de l’EBO avec les états financiers


Cash flow opérationnel avant impôt, dépenses de renouvellement et variation du BFR 5 904 5 118 4 254

Plus ou moins-values sur cessions 71 218 31

Dépenses d’exploration - 103 - 86 - 44

Charges de retraites - 4 31 141

MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel - 145 38 - 44

Dividendes reçus des sociétés mises en équivalence - 65 - 217 - 128

Autres 8 47 38

Excédent Brut Opérationnel avant dépenses de renouvellement 5 666 5 149 4 248

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


Amortissements et provisions 1 532 1 247 1 040

Paiements en action 13 - 132

Dépenses de renouvellement 247 294 255

Excédent Brut Opérationnel avant dépenses de renouvellement 5 666 5 149 4 248



Note 1 – 3 – Bilan


a) Actifs sectoriels

Ecarts d’acquisition

2007 2006 2005


Infrastr. 1 132 1 075 1 009

Autres - - -

Non alloué - - -

Total 1 755 1 626 1 501


2007 2006 2005


Infrastr. 5 448 5 537 5 514

Autres - - -

Non alloué - - -

Total 5 612 5 704 5 677


2007 2006 2005


Infrastr. 584 349 320

Autres 38 29 19

Non alloué 6 5 9

Total 883 564 473

Immobilisations corporelles

2007 2006 2005

Four Ener. Serv 5 999 5 211 4 017

Infrastr. 11 359 11 079 10 910

Autres 311 331 226

Non alloué 36 39 -

Total 17 705 16 660 15 153

Participations mises en équivalence

2007 2006 2005


Infrastr. 739 407 361

Autres - - -

Non alloué - - -

Total 814 718 693

Instruments financiers dérivés actifs

2007 2006 2005

Four Ener. Serv 2 548 2 319 1 725

Infrastr. 79 2 44

Autres 85 21 14

Non alloué - - -

Total 2 712 2 342 1 783

b) Passifs sectoriels

Provision pour renouvellement

2007 2006 2005


Infrastr. 4 095 3 825 3 637

Autres - - -

Non alloué - - -

Total 4 149 3 874 3 683

Provision pour reconstitution des sites

2007 2006 2005


Infrastr. 1 327 1 261 1 156

Autres 34 43 164

Non alloué - - -

Total 1 808 1 701 1 646

Instruments financiers dérivés passifs

2007 2006 2005

Four Ener. Serv 2 510 2 180 1 711

Infrastr. 6 8 11

Autres 24 9 79

Non alloué - - -

Total 2 540 2 197 1 801






2007 2006 2005

E&P 65 65 38

AVE 384 300 284

SER 174 186 170

Total 623 551 492


2007 2006 2005

E&P - - -

AVE 28 35 32

SER 136 132 131

Total 164 167 163


2007 2006 2005

E&P 4 5 6

AVE 237 171 117

SER 14 5 2

Total 255 181 125


2007 2006 2005

E&P 3 542 3 088 2 923

AVE 2 268 1 939 920

SER 189 184 174

Total 5 999 5 211 4 017


2007 2006 2005

E&P - 247 279

AVE 61 41 30

SER 14 23 23

Total 75 311 332


2007 2006 2005

E&P - - -

AVE 2 547 2 319 1 725

SER 1 - -

Total 2 548 2 319 1 725



2007 2006 2005

E&P - - -

AVE 33 33 33

SER 21 16 13

Total 54 49 46


2007 2006 2005

E&P 440 387 323

AVE 7 10 3

SER - - -

Total 447 397 326


2007 2006 2005

E&P - - -

AVE 2 508 2 178 1 708

SER 1 2 3

Total 2 509 2 180 1 711






2007 2006 2005

TS - - -

DIF - - -

TDI 1 132 1 075 1 009

Total 1 132 1 075 1 009


2007 2006 2005

TS - - -

DIF 5 448 5 537 5 514

TDI - - -

Total 5 448 5 537 5 514


2007 2006 2005

TS 140 10 3

DIF 185 101 47

TDI 259 238 270

Total 584 349 320


2007 2006 2005

TS 7 913 7 535 7 293

DIF 1 012 973 1 138

TDI 2 434 2 571 2 479

Total 11 359 11 079 10 910


2007 2006 2005

TS 3 13 13

DIF 15 16 15

TDI 721 378 333

Total 739 407 361


2007 2006 2005

TS - - -

DIF - - -

TDI 79 2 44

Total 79 2 44



2007 2006 2005

TS - - -

DIF 4 095 3 825 3 637

TDI - - -

Total 4 095 3 825 3 637


2007 2006 2005

TS 209 196 167

DIF 1 098 1 032 960

TDI 20 33 29

Total 1 327 1 261 1 156


2007 2006 2005

TS - - -

DIF - - -

TDI 6 8 11

Total 6 8 11



Note 1 – 4 – Autres indicateurs


Investissements d’équipement(y.c. dép. de renouvellement et crédit-bail) Effectifs

2007 2006 2005 2007 2006 2005

Four Ener. Serv 1 064 998 608 17 364 17 009 16 551

Infrastr. 1 704 1 584 1 366 28 059 30 985 34 147

Autres 30 15 18 346 186 147

Non alloué 12 9 12 1 791 2 064 2 113

Total 2 810 2 606 2 004 47 560 50 244 52 958



2007 2006 2005 2007 2006 2005

E&P 630 581 499 1 131 1 115 1 205

AVE 391 382 76 8 818 7 180 6 985

SER 43 35 33 7 415 8 714 8 361

Total 1 064 998 608 17 364 17 009 16 551



2007 2006 2005 2007 2006 2005

TS 796 629 451 4 505 4 417 4 407

DIF 724 787 793 12 202 14 712 15 110

TDI 184 168 122 11 352 11 856 14 630

Total 1 704 1 584 1 366 28 059 30 985 34 147

Note 2 – Informations par zonegéographique

L’information sectorielle de niveau secondaire repose sur undécoupage par zones géographiques sur lesquelles s’exercel’activité du Groupe :

• France,

• Europe hors France,

• Reste du Monde.

Le chiffre d’affaires est ventilé :

- par origine, en fonction de la zone géographique d’émissiondes ventes ;

- par destination, par affectation à la zone géographique àlaquelle correspond la localisation du bénéficiaire de la venteou de la prestation.

Les autres indicateurs du Groupe sont ventilés par origine delocalisation.



Note 2 – 1 – Zone géographique d’origine

Chiffre d’affaires Résultat opérationnel

2007 2006 2005 2007 2006 2005

France 21 659 21 920 18 234 2 548 2 173 2 010

Europe hors France 8 570 8 082 5 739 1 232 1 373 731

Reste du monde 273 237 212 94 62 80

Éliminations -3 075 -2 597 -1 313 - - -

Total 27 427 27 642 22 872 3 874 3 608 2 821

Actifs sectorielsInvestissements d’équipement

(y compris dép. de renouvellement et crédit-bail)

2007 2006* 2005 2007 2006 2005

France 20 221 18 916 17 658 1 916 1 809 1 367

Europe hors France 8 893 8 397 7 276 871 778 611

Reste du monde 366 300 346 23 19 26

Éliminations - - - - - -

Total 29 480 27 613 25 280 2 810 2 606 2004

* Voir note B – Comparabilité des exercices, § 2 Retraitement des périodes de comparaison.

Note 2 – 2 – Chiffre d’affaires par zone géographique de destination

Chiffre d’affaires

2007 2006 2005

France 16 066 16 802 14 733

Grande Bretagne 2 725 3 094 2 516

Benelux 2 075 1 836 1 100

Italie 1 548 1 165 1 108

Hongrie 691 709 631

Allemagne 1 156 1 211 944

Autres pays d’Europe 2 604 2 074 1 351

Reste du monde 562 751 489

Total 27 427 27 642 22 872

2 – COMPTE DE RÉSULTAT

Note 3 – Chiffre d’affaires(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Ventes d’énergie 23 644 23 849 19 479

Prestations de services et autres 3 681 3 671 3 306

Produits des activités du secteur financier 102 122 87


Le chiffre d’affaires reconnu au titre de l’interprétation IFRIC 12 est de 302 millions d’euros en 2007, 397 millions d’euros en 2006 et487 millions d’euros en 2005.



Note 4 – Consommations externes(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Achats d’énergie 14 753 15 810 12 569

Autres achats 4 631 4 390 3 856

Production immobilisée - 253 - 224 - 131

Consommations externes 19 131 19 976 16 294

Note 5 – Charges de personnel(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Salaires et traitements y c. participation et intéressement 1 712 1 669 1 566

Charges sociales 507 499 467

Coût des engagements de retraite et autres engagements envers le personnel des régimes àprestations définies 181 184 106

Paiement fondé sur des actions 13 - 132

Autres charges 215 229 270

Total charges de personnel 2 628 2 581 2 541

Effectifs

Les effectifs du Groupe s’élèvent à 47 560 personnes au 31 décembre 2007 contre 50 244 personnes au 31 décembre 2006 et 52 958personnes à fin 2005.

Note 6 – Autres produits et charges opérationnels(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Reprises des provisions sur actifs courants 94 66 80

Subventions d’exploitation 31 10 11

Gains sur instruments financiers dérivés (1) 102 54 162

Résultat de cession des actifs corporels et incorporels (2) 70 - 1

Résultat de cession de filiales (3) - 243 -

Ecarts d’acquisition négatifs 5 - 44

Autres 228 253 267

Total autres produits opérationnels 530 626 565

Dotations aux provisions sur actifs courants 110 173 70

Impôts et taxes 293 295 263

Pertes sur instruments financiers dérivés (1) 188 138 187

Résultat de cession des actifs corporels et incorporels (2) - 25 -

Résultat de cession de filiales (3) 6 - -

Autres 195 225 221

Total autres charges opérationnelles 792 856 741

Autres produits et charges opérationnels nets - 262 - 230 - 176

(1) Les gains et pertes nets sur instruments financiers dérivés résultent de l’impact inhérent d’une part à l’inefficacité constatée dans lesrelations de couverture des achats ou ventes d’énergie et d’autre part aux variations de juste valeur des contrats dérivés faisant partie destratégies de gestion des risques non reconnues en comptabilité de couverture ou de stratégies d’arbitrage.



Gain ou perte net sur instruments financiers dérivés


Effet net de la part inefficace des couvertures sur achats ou ventes d’énergie - 6 - 32 - 7

Autres gains et pertes nets sur contrats dérivés - 80 - 52 - 18

Total gain ou perte net sur instruments financiers dérivés - 86 - 84 - 25

(2) Les principales cessions de la période concernent des actifs en Exploration-Production, des actifs immobiliers et incorporels, ainsi queles effets d’un accord portant sur l'apport de la succursale de Gaz de France spécialisée dans la vente de gaz aux grands industrielsitaliens.

Résultat de cession des immobilisations corporelles et incorporelles

Au 31.12.2007(En millions d’euros) Charges Produits

Cessions d’immobilisations corporelles et incorporelles 84 154

Résultat de cession des immobilisations corporelles et incorporelles 70

L’impôt afférent aux charges nettes de cession d’immobilisations corporelles et incorporelles s’établit à 16 millions d’euros.

(3) Au 31 décembre 2006, le résultat net de cession de filiales provient essentiellement de la cession des titres de la société KGM,générant une plus-value de 187 millions d’euros.

Note 7 – Dotations nettes aux amortissements et aux provisions

• Amortissements


Dotation aux amortissements des actifs incorporels du domaine concédé 392 394 381

Dotation aux amortissements des autres actifs incorporels 73 66 40

Dotation aux amortissements des actifs corporels 1 049 970 897

Dotations nettes aux amortissements (I) 1 514 1 430 1 318

• Dépréciations d’actifs


Dépréciation des écarts d’acquisition - - 2

Dépréciation des autres immobilisations incorporelles (nette de reprises) - - - 28

Dépréciation des autres immobilisations corporelles (nette de reprises) 14 48 - 1

Dotations nettes aux provisions sur actif immobilisé (II) 14 48 - 27

Les tests de dépréciation des actifs ont été conduits sur la basede modèles de valorisation qui s’appuient sur les spécificités dechaque activité et, lorsque la méthode des flux de trésoreriefuturs actualisés a été employée, sur les plans à moyen ou àlong terme, selon le cas, tels qu’ils sont utilisés pour les besoinsdu reporting interne.

Les actifs ont été principalement testés selon la méthode desflux de trésorerie futurs actualisés. Les taux retenus lors del’examen annuel 2007 de la valeur d’utilité des actifs pour

l’actualisation des flux de trésorerie sont compris entre 8% et12% pour le segment Exploration-Production, 5,5% et 8,5% pourle segment Transport Distribution International, entre 6,5% et8% pour le segment Services.

Les tests de perte de valeur effectués en 2006 ont notammentconduit à constater une dépréciation de la valeur de champsd’exploration en Angleterre (49 millions d’euros au 31 décembre2006).



• Provisions pour risques et charges


Dotations aux provisions pour risques et charges 461 479 294

Reprises de provisions pour risques et charges - 457 - 710 - 545

Dotations nettes aux provisions pour risques et charges (III) 4 - 231 - 251

Les principaux mouvements de la période concernent les dotations et reprises de la provision pour renouvellement.

En décembre 2007, la dotation (nette de reprise) à la provision pour renouvellement est diminuée d’une reprise de 89 millions d’eurosfaisant suite au réajustement du taux d’actualisation (de 4% à 4,5% – cf Annexe A).

Les reprises de provision de décembre 2006 incluent un montant non récurrent de 111 millions d’euros lié à une réestimation desobligations de l’entreprise au titre de la réhabilitation des « terrains des anciennes usines à gaz ».


Total des dotations nettes aux amortissements et aux provisions (I) + (II) + (III) 1 532 1 247 1 040



Note 8 – Résultat financier


COÛT DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

Produits de trésorerie et d’équivalents de trésorerie 102 73 26

Résultat d’intérêt sur trésorerie et équivalents de trésorerie 37 13

Résultat de cession d’équivalents de trésorerie (VMP liquides) 65 60 26

Coût de l’endettement financier brut : - 272 - 196 - 228

Charges d’intérêt - 278 - 206 - 232

Résultat net de change 6 10 4

TOTAL COÛT DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET - 170 - 123 - 202

AUTRES ÉLÉMENTS FINANCIERS

Autres produits financiers :

Gains de change non liés à la dette 146 80 70

Gains sur instruments financiers dérivés de change 6 3 1

Gains sur instruments financiers dérivés sur titres - 61 66

Dividendes reçus 42 51 28

Produits d’intérêts 32 32 48

Rendement attendu des actifs de couverture des engagements envers le personnel 90 86 90

Produits nets de cession des actifs financiers non courants - 113 81

Reprises de provisions pour risques et charges financières 31 19 28

Autres produits 120 70 76

Sous-total produits 467 515 488

Autres charges financières :

Pertes de change non liées à la dette - 72 - 127 - 108

Pertes sur instruments dérivés de change - 14 - 1 - 10

Pertes sur instruments dérivés sur titres - - 57 - 58

Charges d’intérêts (hors emprunts) - 15 - 9 - 24

Désactualisation des provisions pour avantages au personnel - 130 - 129 - 117

Désactualisation des autres provisions - 304 - 285 - 308

Perte sur actifs financiers non courants - - 3 -

Abandons de créances financiers donnés - 2 - 1 - 2

Dotations aux provisions pour risques et charges financières - 13 - 35 - 25

Autres charges - 57 - 102 - 72

Sous-total charges - 607 - 749 - 724

TOTAL AUTRES ÉLÉMENTS FINANCIERS - 140 - 234 - 236



Note 9 – Impôts sur le résultat

Gaz de France a opté pour le régime de l’intégration fiscale. Cette option, exercée en 1998, a été renouvelée par périodes de 5 ans.L’option en cours a pour échéance le 31 décembre 2007.

La charge d’impôts sur les résultats se décompose comme suit :

(En millions d'euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Impôts exigibles 1 311 1 222 867

Impôts différés - 158 - 118 - 73

Impôts sur les résultats 1 153 1 104 794

Note 9 a – Rapprochement entre la charge d’impôt comptabilisée dans le résultat consolidé et la charge d’impôt théorique

(En millions d'euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


Ecarts d’acquisition négatifs (note 6) - 5 - - 44

Dépréciation des écarts d’acquisition (note 7) - - 1

Quote-part du résultat net des sociétés mises en équivalence - 99 - 176 - 189

Résultat avant impôt et impacts des écarts d’acquisition et du résultat des sociétés mises enéquivalence 3 559 3 251 2 340

Taux légal d’imposition 34,43 % 34,43 % 34,93 %

Charge d’impôt théorique 1 225 1 119 817

Différences de taux de l’année précédente (1) - 78 - -

Différences de taux d’imposition 49 4 18

Utilisation de déficits ou différences temporaires antérieurement non activés - 4 - 12 - 34

Activation de déficits ou différences temporaires antérieurement non activés - - - 17

Déficits de l’exercice non activés - 6 - -

Différences permanentes - 33 - 7 10

Charge d’impôt effective 1 153 1 104 794

Taux d’impôt effectif 32,40 % 33,96 % 33,93 %

(1) La baisse du taux légal en Allemagne (de environ 39% à 30%) prévue pour l’exercice 2008 a un impact sur les stocks d’impôts différés et sur la détermination du Taux Effectif d’Impôt au31 décembre 2007 d’environ -82 millions d’euros.

Note 9 b – Impôts exigibles et impôts différés

9 b 1 - Impôts exigibles


Impôts exigibles – actif 233 84 69

Impôts exigibles – passif - 529 - 208 - 154

Impôts exigibles nets - 296 - 124 - 85



Note 9 b 2 – Variation d’impôts différés

(En millions d’euros) 31.12.2006 RésultatCapitauxpropres

Variation depérimètre Autres 31.12.2007

Impôts différés actifs 61 152 - 125 4 - 13 79

Impôts différés passifs - 2 620 6 - 30 - 33 43 - 2 634

Impôt différé Net - 2 559 158 - 155 - 29 30 - 2 555

Note 9 b 3 – Sources d’impôts différés par catégorie de différence temporelle


Immobilisations 36 8 131

Provisions et charges à payer 245 349 288

Déficits reportables 393 257 181

Instruments financiers 45 81 72

Autres 25 32 45

Impôt différé actif 744 727 717

Immobilisations - 2 257 - 2 481 - 2 600

Amortissement fiscal dérogatoire - 801 - 544 - 437

Autres provisions réglementées - 61 - 90 - 148

Provisions et charges à payer - 9 - 11 - 12

Contribution des tiers sur actifs en concession - 121 - 124 - 142

Instruments financiers - 4 - - 15

Autres - 46 - 36 - 36

Impôt différé passif - 3 299 - 3 286 - 3 389

Impôt différé net - 2 555 - 2 559 - 2 672

Note 9 c – Impôts différés actifs non constatés

(En millions d’euros)Nature des différences temporelles Total

Moins decinq ans

Plus decinq ans

Indéfinimentreportables

Déficits reportables 6 - 2 4

Autres différences temporelles 2 - 1 1

Total 8 - 3 5

Note 10 – Résultat par action

Note 10 – 1 – Bénéfice de base par action

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Numérateur

Résultat net part du groupe (en millions d’euros) 2 472 2 298 1 782

Dénominateur

Nombre moyen d’actions en circulation (en milliers) 983 115 983 719 942 439

Résultat par action non dilué (en euros) 2,51 2,34 1,89



Note 10 – 2 – Bénéfice dilué par action

Il n’existe aucun instrument dilutif. En conséquence, le bénéfice par action dilué est identique au bénéfice par action non dilué.

3 – BILAN – ACTIFS NON FINANCIERS

Note 11 – Ecarts d’acquisition, Actifs incorporels du domaine concédé et autresimmobilisations incorporelles

(En millions d’euros)Ecarts

d’acquisition Concessions

Brevets, licenceset droits

similairesContratsclientèle

Immobilisationsincorporelles

en-cours Autres Total

Valeur brute au 01.01.2005 1 349 10 455 231 6 137 50 12 228

Augmentations 19 2 544 11 576

Diminutions - 211 - 10 - 1 - 5 - 227

Variation de périmètre 295 63 123 - 1 70 550

Ecarts de conversion 22 11 1 34

Transfert des immo. en cours 530 12 - 543 1 -

Autres 5 0 - 5 - 4 30 3 29

Valeur brute au 31.12.2005 1 671 10 774 322 128 167 131 13 193

Augmentations 1 10 8 536 7 562

Diminutions - 186 - 2 - 4 - 6 - 198

Variation de périmètre *53 10 2 - 2 63

Ecarts de conversion 72 - 8 2 66

Transfert des immo. en cours 389 47 - 450 16 2

Autres 2 9 1 1 13

Valeur brute au 31.12.2006 1 796 10 980 388 139 249 149 13 701

Augmentations 6 148 508 4 666

Diminutions - 260 - 4 - 1 - 4 - 269

Variation de périmètre 148 - 54 119 - 59 154

Ecarts de conversion 14 - 15 - 2 - 3

Transfert des immo. en cours 283 112 - 432 37 -

Autres - 3 - 8 2 2 - 7

Valeur brute au 31.12.2007 1 958 11 006 567 257 327 127 14 242

* La finalisation dans le délai d’un an, comme l’autorise la norme IFRS 3, des travaux d’identification et d’évaluation des actifs acquis et des passifs assumés dans le cadre de l’acquisition en2006 de la société Maïa Eolis s’est essentiellement traduite par l’allocation de 23 millions d’euros de l’écart d’acquisition initial constaté aux actifs corporels (cf Annexe B.2).

L’augmentation des immobilisations incorporelles en 2007concerne :

- des actifs incorporels du domaine concédé pour 302 millionsd’euros,

- l’acquisition d’un droit de construire et d’exploiter des unitésde stockage souterrain de gaz naturel en cavités salines àStublach, dans le Nord-Ouest de l'Angleterre, et d’unecapacité de 400 millions de mètres cubes, pour 134 millionsd’euros,

- des applications informatiques et cartographiques (212millions d’euros),

- autres : 18 millions d’euros.

Les principales variations de périmètre sont détaillées enannexe B « Comparabilité des exercices ».





Brevets,licenceset droits




Amortissements et pertesde valeur cumulés au 01.01.2005 159 5 022 134 1 2 26 5 344

Dotations aux amortissements 381 22 5 13 421

Reprises d’amortissement sur cessionset retraits - 216 - 8 - 2 - 226

Pertes de valeur – Dotations 2 - 1 1

Pertes de valeur – Reprises - 28 - 28

Variation de périmètre 6 5 4 15

Ecarts de conversion 4 1 5

Autres 9 - 1 2 10




Pertes de valeur – Dotations 1 1

Pertes de valeur – Reprises - 1 - 1


Ecarts de conversion - 1 1 -

Autres - 21 9 8 - 4




Pertes de valeur – Dotations

Pertes de valeur – Reprises

Variation de périmètre 33 - 6 - 14 - 27 - 14

Ecarts de conversion - 1 - 1 - 2

Autres 1 2 - 2 1




Brevets,licenceset droits




Valeur nette comptable au 31.12.2005 1 501 5 587 194 117 164 88 7 651

Valeur nette comptable au 31.12.2006 1 626 5 606 221 116 246 79 7 894

Valeur nette comptable au31.12.2007 1 755 5 497 365 237 326 70 8 250



L’évolution du poste Écarts d’acquisition s’analyse comme suit :


Ecarts d’acquisition au 31.12.2005 1 501

Variation de périmètre :

Maïa Eolis 34

Cofathec 17

AES Energia Cartagena 8

Distrigaz Sud (cession de 10% des 51% initiaux) - 6

Ecarts de conversion 72


Variation de périmètre :

Erelia 69

Vendite Italia 33

Société Eolienne de la Haute Lys 18

Groupe COFATHEC - 11

AUTRES 6

Ecarts de conversion 14


Les écarts de conversion concernent essentiellement les écartsd’acquisition en peso mexicain (- 3 millions d’euros), en leiroumain (- 2 millions d’euros) et en couronne slovaque (+ 21millions d’euros).

Les écarts d’acquisition inscrits au bilan au 31décembre 2007concernent principalement :

• Groupe SPP : 829 millions d’euros (segment TransportDistribution International)

• Groupe Savelys : 255 millions d’euros (segment Achat-Vented’énergie)

• Gasag : 206 millions d’euros (segment Transport DistributionInternational)

• Groupe Cofathec : 174 millions d’euros (segment Services)

Concessions

Le Groupe exploite le principal réseau de distribution de gaznaturel en France et le premier réseau de distribution en Europede l’Ouest par sa longueur, avec environ 186 000 kilomètres Laquasi-totalité des communes françaises de plus de 10 000habitants au sein de la zone de desserte y est raccordée, danslesquelles résident environ 76% de la population française.

En France, ces contrats sont pour la quasi-totalité des contratsde concession de gaz naturel conclus pour une durée initiale de25 à 30 ans et qui s’inscrivent dans le cadre de la loi n° 46-628

du 8 avril 1946 et sur la base d’un modèle de cahier des chargesétabli conjointement entre la Fédération Nationale desCollectivités Concédantes et Régies en 1994.

La durée moyenne restante, pondérée par les volumesacheminés, est de 17,8 ans.

Les principes comptables découlant de l'interprétation IFRIC 12sont appliqués aux contrats de concession qui entrent dans sonchamp d'application, à savoir les concessions de distributionpublique de GrDF et les concessions exploitées au sein duGroupe Cofathec (réseaux de chaleur, Climespace).

L’analyse du Groupe conduit à considérer que les activités desfiliales du segment « Transport et Distribution International »exploitées dans certains cas dans le cadre de contrats deconcession n’entrent pas dans le champ d’application du texteinterprétatif, le critère 5 B de l'interprétation, qui porte sur lecontrôle par le concédant des intérêts résiduels dansl’infrastructure au terme du contrat de concession, n'étant passatisfait. Les actifs exploités dans le cadre de ces contrats sontcomptabilisés en actifs corporels en application de la norme IAS 16.

Tarifs d’acheminement sur le réseau de distribution

GrDF applique depuis le 1er janvier 2006 les tarifs fixés par lespouvoirs publics par la décision du ministre de l’Economie, del’Industrie et de l’Emploi du 27 décembre 2005. Ces tarifsavaient fait l’objet, le 26 octobre 2005 d’une proposition élaboréepar la CRE. Le taux de rémunération appliqué à la base d’actifsrégulés est de 7,25 % réel avant impôts sur les sociétés pourtous les actifs, quelle que soit leur date de mise en service.



La base d’actifs régulés comprend tous les actifs de l’activité dedistribution et notamment les groupes d’actifs suivants :conduites et branchements, postes de détente, compteurs,autres installations techniques, construction, informatique. Pourdéterminer les charges de capital annuelles, la CRE applique,selon la nature des ouvrages, une durée d’amortissement de 4 à45 ans. Les conduites et branchements, qui représentent 96 %des actifs figurant dans la base d’actifs régulés, sont amortis surune durée de 45 ans.

Frais de recherche et développement

Aucun frais de développement n’a été enregistré enimmobilisations en 2007, 2006 et 2005.

Les frais de recherche et développement, comptabilisés encharges, sont de 86 millions d’euros au 31 décembre 2007 et de84 millions d’euros au 31 décembre 2006. Ils s’élevaient à 73millions d’euros pour l’exercice 2005.

Quotas d’émission de CO2

Le groupe Gaz de France ne détient pas au 31 décembre 2007 dequotas acquis en excédent au titre des obligations du planfrançais d'allocations de quotas pour la période 2005-2007.

Note 12 – Immobilisations corporelles

Note 12 a – Variations de l’exercice

Valeur brute Installations techniques

Terrains Constructions

Autresimmobi-lisations

Immobi-lisationsen cours

et avances

Totalimmobi-lisations

corporelles(En millions d’euros) Transport TM (a) Stockage DistributionExplorationProduction Autres

au 01.01.2005 6 558 416 2 658 2 487 3 538 1 044 186 1 177 565 1 698 20 327

Augmentations 9 1 34 14 39 49 1 3 26 1 058 1 234

Diminutions - 5 - 26 - 9 - 20 - 26 - 2 - 20 - 43 - 16 - 167

Var. de périmètre 2 7 32 344 59 213 9 46 20 36 768

Ecarts de conversion 9 5 - 4 7 8 1 2 47 15 90

Transfert desimmo. en cours 214 9 163 85 124 415 2 58 27 - 1 096 1

Autres - 10 - 3 - 9 42 121 - 38 5 - 26 - 21 - 7 54

au 31.12.2005 6 777 430 2 857 2 959 3 868 1 665 202 1 240 621 1 689 22 308

Augmentations 11 3 26 80 174 5 38 1500 1 837

Diminutions - 46 - 26 - 12 - 89 - 31 - 2 - 23 - 32 - 92 - 353

Var. de périmètre 13 - 46 707 2 - 14 20 682

Ecarts de conversion 41 - 2 70 - 1 35 16 - 11 - 14 134

Transfert desimmo. en cours 113 4 98 100 157 248 2 44 26 - 794 - 2

Autres 37 305 46 - 127 68 - 67 86 - 106 - 15 227

au 31.12.2006 6 946 434 3 235 3 189 3 842 2 866 137 1 368 522 2 295 24 834

Augmentations 15 5 13 151 28 2 7 32 1 750 2 003

Diminutions - 17 - 15 - 13 - 25 - 57 - 2 - 71 - 23 - 85 - 308

Var. de périmètre - 1 476 - 184 - 3 - 10 180 28 486

Ecarts de conversion 8 2 - 32 - 59 - 3 - 7 1 8 - 82

Transfert desimmo. en cours 266 10 97 141 948 227 2 59 19 - 1769 0

Autres 1 2 - 7 59 122 - 92 31 - 10 - 94 12

au 31.12.2007 7 219 446 3 317 3 356 5 455 2 785 136 1 377 721 2 133 26 945

(a) TM : terminaux méthaniers



Les investissements d’équipement (enregistrés enimmobilisations corporelles et incorporelles) s’établissent à2 552 millions d’euros en 2007, 2 169 millions d’euros pourl’année 2006 et 1 749 millions d’euros en 2005 (cf note 21).

Ils intègrent 1 201 millions d’euros d’investissements dans lesecteur des Infrastructures en France, notamment enTransport-Stockage (724 millions d’euros pour l’ensemblecomposé de Gaz de France SA et GRTgaz) et en Distribution(477 millions d’euros).

Les investissements des filiales concernent principalement lesecteur de l’Exploration-Production pour 630 millions d’euros(développement de projets).

Les principales variations de périmètre sont détaillées enannexe B « Comparabilité des exercices ».

En outre, les opérations d’investissement sans incidence sur la variation de la trésorerie comprennent les acquisitions en location-financement pour 10 millions d’euros en 2007, 143 millions d’euros en 2006 (essentiellement la mise en service d’un méthanier) et9 millions d’euros en 2005.

Amortissements et pertesde valeur cumulés Installations techniques

Terrains Constructions



et avances

Totalimmobili-

sationscorporelles(En millions d’euros) Transport TM (a) Stockage Distribution

ExplorationProduction Autres

au 01.01.2005 1 251 289 1 013 733 1 611 432 84 570 350 12 6 345

Dotations amort. 250 13 85 92 370 - 6 5 47 33 889

Reprises(cess./retr.) 8 - 5 - 7 - 38 4 - 2 - 23 - 40 - 103

Perte de valeur –dotations 1 16 8 25

Perte de valeur –reprises - 13 - 9 - 22

Var. de périmètre 2 7 32 2 - 32 3 14 28

Ecarts de conversion 8 1 1 - 4 10 1 11 28

Autres - 4 - 7 45 - 22 - 1 - 24 - 22 - 35

au 31.12.2005 1 519 309 1 122 814 1 971 386 86 575 353 20 7 155

Dotations amort. 253 13 92 101 285 136 3 51 37 971

Reprises(cess./retr.) - 3 - 14 - 8 - 47 - 23 - 1 - 20 - 30 - 146

Perte de valeur –dotations 1 21 3 1 28 54

Perte de valeur –reprises - 5 - 1 - 1 - 7

Var. de périmètre 12 - 16 - 2 - 6

Ecarts de conversion 13 1 16 3 20 4 3 60

Autres - 11 75 - 10 - 133 163 - 53 48 - 44 58 93

au 31.12.2006 1 783 322 1 276 914 2 084 680 35 658 316 106 8 174

Dotations amort. 249 12 94 98 364 123 3 73 36 1 052

Reprises(cess./retr.) - 11 - 13 - 9 - 26 - 51 - 51 - 25 - 186

Perte de valeur –dotations 1 2 18 21

Perte de valeur –reprises - 1 - 3 - 1 - 2 - 7

Var. de périmètre - 7 273 - 34 9 - 5 11 247

Ecarts de conversion 3 1 - 2 - 48 2 - 3 - 47

Autres - 1 - 9 40 16 - 10 3 - 3 - 50 - 14

au 31.12.2007 2 024 334 1 357 984 2 687 733 37 678 337 69 9 240

(a) TM : Terminaux Méthaniers



Valeur nette(En millions d’euros)

Installations techniques

TerrainsConstr-uctions



et avances

Totalimmobili-

sationscorpor-

ellesTransport TM (a) Stockage DistributionExplorationProduction Autres

au 31.12.2005 5 258 121 1 735 2 145 1 897 1 279 116 665 268 1 669 15 153

au 31.12.2006 5 163 112 1 959 2 275 1 758 2 186 102 710 206 2 189 16 660

au 31.12.2007 5 195 112 1 960 2 372 2 768 2 052 99 699 384 2 064 17 705

(a) TM : Terminaux méthaniers

Les tests de perte de valeur effectués en 2007 ont notamment conduit à constater une dépréciation de la valeur de champs d’explorationau Royaume-Uni de 10 millions d’euros contre 49 millions d’euros à fin 2006.

Les immobilisations incluent les actifs de démantèlement pour les montants suivants :

(En millions d’euros)Valeurs brutes au

31.12.2007 AmortissementsValeurs nettesau 31.12.2007

Valeurs nettesau 31.12.2006


Actifs de démantèlement 1 172 319 853 855 797

Note 12 b – Coûts d’exploration immobilisés

Le tableau suivant présente la variation nette des coûts d’exploration immobilisés :


Solde d’ouverture 136 80 26

Coûts immobilisés dans l’attente de détermination de réserves prouvées 92 104 83

Montants précédemment immobilisés et passés en charge de l’exercice - 44 - 45 - 13

Montants transférés en immobilisations de développement - 10 - 3 - 16

Solde de clôture 174 136 80

Note 12 c – Contrats de location-financement (y compris actifs incorporels)

(En millions d’euros)Valeur brute au

31.12.2007Amortissementet dépréciation




Installations techniques 879 263 616 644 536

Constructions 252 100 152 174 183

Autres 4 2 2 1 2

Total immobilisations corporelles 1 135 365 770 819 721

Actifs incorporels 67 30 37 45 40

Total actifs en location-financement 1 202 395 807 864 761



Le rapprochement entre la valeur non actualisée et la valeur actualisée des paiements minimaux se présente comme suit :

31.12.2007 31.12.2006

(En millions d’euros)Valeur nonactualisée

Valeuractualisée

Valeur nonactualisée

Valeuractualisée

À moins d’un an 177 134 109 81

De un an à cinq ans 574 454 449 363

À plus de cinq ans 281 230 446 373

Total paiements futurs minimaux 1 032 818 1 004 817

Note 12 d – Engagements d’investissements d’équipement (y compris actifs incorporels)

Obligations Contractuelles(En millions d’euros) Total

Paiements dus par période

A moinsd’un an

De un àcinq ans

A plus decinq ans

Engagements d’Investissements d’équipement 2 247 670 1 519 58

Autres investissements 4 0 2 2

Total 2 251 670 1 521 60

(montants non actualisés)

Les engagements d’investissements s’élèvent à 2 247 millionsd’euros et concernent principalement :

• 89 millions d’euros relatifs à l’achèvement du terminalméthanier de Fos Cavaou dont la mise en service initialementprévue pour le second semestre 2008 est repoussée aupremier semestre 2009,

• 407 millions d’euros relatifs à la construction de centralesdont la mise en service est prévue en 2008,

• 1 170 millions d’euros relatifs aux engagements d’investissementdu secteur Exploration Production (dont 706 millions d’euros en2008 et 2009).

Note 13 – Participations mises en équivalence, Sociétés en intégration proportionnelle

Note 13 a – Participations mises en équivalence

Les participations du Groupe dans des entreprises associées et les pourcentages de participation sont détaillés en note 24.

Les montants ci-dessous représentent la quote-part du Groupe au titre des éléments d’actif, de passif et de résultat relatifs auxentreprises associées :



Actifs courants 392 569 491

Passifs non courants - 962 - 889 - 620

Passifs courants - 315 - 474 - 396

Actifs nets 790 696 636

Ecarts d’acquisition 24 22 57

Participations mises en équivalence (Bilan) 814 718 693


Résultat 99 176 189




Valeur de la participation à l’ouverture 718 693 385

Quote part de résultat 99 176 189

Variation de périmètre 5 59 233

Ecarts de conversion - 3 7 7

Dividendes - 65 - 217 - 144

Autres 60 23

Valeur de la participation à la clôture 814 718 693

Une modification du pacte d’actionnaires (sans participation complémentaire) avec le partenaire de la société d’exploration-productionbritannique EFOG, intervenue le 1er février 2007, a conféré à Gaz de France un contrôle conjoint sur la société justifiant d’une consolidationpar l’intégration proportionnelle depuis cette date.

Le Groupe SPE, dont l’activité est la production et la fourniture d’énergie, représente 32 % du poste des participations mises enéquivalence. Ce groupe est mis en équivalence depuis le 30 novembre 2007 (cf Annexe B.1.3.1).

Le Groupe RETI, dont l’activité est la distribution du gaz, représente 39 % du poste des participations mises en équivalence (43 % au31 décembre 2006).

La société Gaz Transport & Technigaz, dont l’activité est le développement de technologies à membranes pour les méthaniers, contribue àhauteur de 58 % au résultat des sociétés mises en équivalence (21% au 31 décembre 2006).

Le Groupe NOVERCO, dont l’activité est le transport et la distribution d’énergie en Amérique du Nord, détient une participation nonconsolidée dans la société cotée Enbridge Inc comptabilisée en Actifs Disponibles à la Vente dans ses comptes. Bien que le GroupeNOVERCO soit mis en équivalence, la part du Groupe Gaz de France dans la plus-value latente dégagée sur ces titres impacte les capitauxpropres recyclables du Groupe Gaz de France, soit un montant net total de 59 millions d’euros au 31 décembre 2007.

Note 13 b – Sociétés en intégration proportionnelle

Les montants ci-dessous représentant la quote-part détenue par le Groupe dans les actifs, passifs, produits et charges avant éliminationdes opérations réciproques.



Actifs courants 4 336 4 045 3 935

Total Actif 7 049 6 854 6 313

Passifs non courants 997 1 025 1 059

Passifs courants 3 873 3 496 3 645

Total Passif 4 870 4 521 4 704

Produits 2 278 2 287 1 593

Charges 1 851 1 942 1 317

Résultat 427 345 276

Note 14 – Stocks et en-cours

(En millions d'euros)Valeur brute

au 31.12.2007 DépréciationValeur nette

au 31.12.2007Valeur nette


au 31.12.2005

Stocks de gaz 1 677 - 53 1 624 1 812 1 336

Autres stocks et en-cours 195 - 29 166 123 116

Stocks et en-cours 1 872 - 82 1 790 1 935 1 452



4 – CAPITAUX PROPRES

Note 15 – Capital – Actions en circulation

Note 15 a – Actions en circulation

Actions ordinaires en circulation

Au 1er janvier 2005 451 500 000

Au 28 avril 2005

Actions nouvelles suite à la division par 2 du nominal 451 500 000

Nombre d’actions avant l’augmentation de capital 903 000 000

Au 30 juin 2005 903 000 000

Au 7 juillet 2005

Augmentation de capital – émission d’actions 70 323 469

Augmentation de capital – émission complémentaire dans le cadre de l’exercice de l’option de sur-allocation 10 548 519

Nombre d’actions émises * 80 871 988

Au 31 décembre 2005 983 871 988

Au 31 décembre 2006 983 871 988

Au 31 décembre 2007 983 871 988

* L’augmentation de capital est assortie d’une prime d’émission de 1 789 millions d’euros.

Capital social 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Nombre d’actions émises et entièrement libérées 983 871 988 983 871 988 983 871 988

Nombre d’actions émises et non entièrement libérées

Nombre total d’actions composant le capital social 983 871 988 983 871 988 983 871 988

Chaque action confère un droit de vote simple.

Le résultat par action non dilué est obtenu en divisant le résultatnet par le nombre moyen d’actions composant le capital.

Le résultat par action dilué est obtenu en divisant le résultat netpar le nombre moyen d’actions composant le capital en tenantcompte des éventuels instruments dilutifs.

Au 31 décembre 2007, il n’existe aucun instrument de dilution.

Note 15 b – Autocontrôle

Gaz de France a souscrit un contrat de liquidité en applicationd’une décision du Conseil d’Administration du 26 avril 2006. Cecontrat signé est conforme à la Charte de déontologie établiepar l’Association Française des Entreprises d’Investissement(AFEI) et approuvé par l’Autorité des Marchés Financiers (AMF)par décision du 22 mars 2005.

Il a été conclu avec une banque désignée « animateur » pour unedurée de 12 mois et reconduit par périodes de 12 mois.

En outre, au cours du second semestre 2007, Gaz de France aprocédé à des rachats de titres sur le marché afin de couvrir sonplan d’attribution d’actions gratuites.

Les actions propres détenues en portefeuille à la clôture dansce cadre sont portées en déduction des capitaux propres.

Au 31 décembre 2007, Gaz de France détient 1 530 000 actionsau titre de l’autocontrôle.

Note 15 c – Attribution d’actions gratuites au personnel

L’Assemblée générale mixte de Gaz de France du 23 mai 2007 aautorisé, dans sa seizième résolution, le Conseild’administration à attribuer gratuitement un nombre maximald’actions égal à 0,2% du capital social de Gaz de France.

Le Conseil d’administration de Gaz de France, réuni en date du20 juin 2007 a décidé de mettre en œuvre un plan d’attributiongratuite d’actions.



Cette attribution donne droit à recevoir gratuitement des actionsde la société, à l’issue d’une période d’acquisition de 2 ans etpour une partie des titres sous réserve de la satisfaction deconditions de performance.

Aucun autre instrument de capitaux propres n'a été attribué en2007.

Description du modèle d'évaluation pour les instruments

attribués au cours de la période

En application d’IFRS 2 – Paiement fondé sur des actions, Gaz deFrance a évalué la juste valeur des biens ou services reçuspendant la période en se basant sur la juste valeur desinstruments de capitaux propres ainsi attribués.

L’évaluation est effectuée à la date d’octroi. La juste valeurd’une action attribuée correspond au prix de marché de l’actionà la date d’attribution, ajusté d’une part pour la perte dedividende attendu pendant la période d’acquisition de deux anset d’autre part de la période d’incessibilité attachée aux titres.Le coût attaché à cette incessibilité n’est pas significatif. Le tauxd’actualisation appliqué est un taux sans risque.

Cette valeur est enregistrée en charges de rémunération enactions, linéairement entre la date d’octroi et la date à laquelleles conditions d’attributions sont levées avec une contrepartiedirecte en capitaux propres .

Compte tenu du nombre de droits à attribution gratuitesd’actions distribué le 20 juin 2007, la charge maximalereprésentative de la juste valeur des actions qui pourraient ainsiêtre attribuées, sous réserve de la satisfaction des conditions deperformance fixées par le Conseil d’administration de Gaz deFrance, est une charge de 47 millions d’euros hors impôts sur labase de 1,4 millions de titres.

Elle sera ajustée en fonction des éventuelles révisions relativesaux hypothèses afférentes aux taux de départs effectifsintervenus au cours de la période et au respect des conditionsde performance. Elle sera définitivement fixée sur la base dunombre d’actions effectivement distribuées à l’issue de cettepériode.

Au titre de l’attribution d’actions gratuites, une charge de13 millions d’euros a été reconnue dans le compte de résultat au31 décembre 2007.

Note 15 d – Dividende

Conformément à la décision des actionnaires réunis en Assemblée générale mixte le 23 mai 2007, Gaz de France a mis en paiement, le30 mai 2007, le dividende relatif à l’exercice 2006 d’un montant de 1 082 millions d’euros, soit 1,10 euro par action ordinaire.

Note 15 e – Ecarts de conversion par devise (part groupe)


Zone USD - 7 0 10

Zone GBP - 49 17 4

Dollar canadien (CAD) 1 - 1 2

Couronne slovaque (SKK) 312 294 127

Couronne norvégienne (NOK) 28 19 26

Peso mexicain (MXN) - 27 - 1 23

Lei roumain (RON) - 2 16 - 7

Florin hongrois (HUF) 4 5 7

Autres devises - 3 0 1

TOTAL 257 349 194



5 – BILAN – PASSIFS NON FINANCIERS

Note 16 – Provisions (hors provisions pour avantages au personnel)*

(En millions d’euros)Provision pour

renouvellementReconstitution

des sites Litiges AutresTotal

Provisions

au 31.12.2006 3 874 1 701 135 207 5 917

Dotations au compte de résultat 386 3 20 57 466

Augmentation par Bilan ** 67 67

Provisions consommées - 247 - 22 - 23 - 42 - 334

Provisions excédentaires ou devenues sans objet - 89 - 5 - 4 - 47 - 145

Diminution par Bilan ** - 14 - 1 - 15

Reclassements - 3 - 1 - 4

Variation de périmètre 3 - 12 - 9

Ecarts de change - 2 - 2

Effet de la désactualisation 225 78 1 304

Autres 2 2

au 31.12.2007 4 149 1 808 128 162 6 247

Non courant 2007 6 088

Courant 2007 159

au 31.12.2007 6 247


Courant 2006 167

au 31.12.2006 5 917


Courant 2005 180

au 31.12.2005 5 717

* Les provisions pour avantages au personnel sont détaillées en note 17** cf. § : Provision pour reconstitution des sites


Le principe de la provision pour renouvellement est exposé enAnnexe A.

Il s’agit essentiellement de la provision pour renouvellement desouvrages de distribution de GrDF.

Cette provision fait l’objet d’une actualisation sur la base d’unehypothèse d’inflation de 2 % l’an et d’un taux d’actualisationnominal de 4,5 % (compte tenu d’une duration moyenne del’ordre de 13 ans). Le taux d’actualisation était de 4% au31 décembre 2006 et au 31 décembre 2005.

L’ajustement du taux aux conditions actuelles du marché s’esttraduit par une reprise de provision de 89 millions d’euros au31 décembre 2007.

Sur la base des paramètres actuellement applicables en matièrede coûts estimés et du calendrier des décaissements, unevariation du taux d’actualisation de 50 points de base estsusceptible d’entraîner une modification du solde des provisionspour renouvellement de l’ordre de 2%, à la hausse en cas dediminution du taux et à la baisse en cas d’augmentation du taux.


Elle concerne principalement Gaz de France, GrDF, GRTgaz etles filiales d’Exploration-Production.

Les sites concernés de Gaz de France, GrDF et GRTgaz sont :

• d’une part les terrains ayant supporté des usines deproduction de gaz manufacturé ; la provision, déterminée de



manière statistique à partir d’échantillons de sitesreprésentatifs, s’élève à 34 millions d’euros au31 décembre 2007 (41 millions d’euros au 31 décembre 2006 et164 millions d’euros au 31 décembre 2005). Un arrêt duConseil d’Etat daté du 8 juillet 2005 ainsi que l’arrivée à sonterme en avril 2006 du protocole conclu avec le Ministère del’Environnement sur « la maîtrise et le suivi de la réhabilitationdes anciens terrains d’usines à gaz » se sont traduits par uneréestimation des obligations de l’entreprise à l’issue delaquelle une reprise de provision de 111 millions d’euros a étéenregistrée en 2006 ;

• d’autre part les canalisations de transport, conduites dedistribution, sites de stockage et terminaux méthaniers enexploitation (1 310 millions d’euros au 31 décembre 2007, 1 231millions d’euros au 31 décembre 2006 et 1 129 millions d’eurosau 31 décembre 2005).

Pour les sites opérés, comme pour les installationsd’exploration-production (440 millions d’euros au 31 décembre2007, 386 millions d’euros au 31 décembre 2006 et 320 millionsd’euros au 31 décembre 2005), la valeur actuelle des coûtsprévisionnels de démantèlement est provisionnée en totalité aupassif, en contrepartie d’une immobilisation corporelle ; lesamortissements correspondants sont présentés dans le résultatopérationnel et les charges de désactualisation en chargesfinancières.

Cette provision fait l’objet d’une actualisation sur la base d’unehypothèse d’inflation de 2% l’an et d’un taux d’actualisationnominal de 4,5% pour les installations d’exploration-productionau 31 décembre 2007 (4% au 31 décembre 2006 et au31 décembre 2005) et de 5% au 31 décembre 2007, 2006 et 2005,pour les installations de transport et de distribution de Gaz deFrance, GrDF et GRTgaz compte tenu des maturités desobligations respectives.

Note 17 – Engagements de retraite etautres engagements envers le personnel

1. Engagements de retraite envers le personnel de Gaz deFrance SA, GrDF, GRTgaz et DK6

A compter du 1er janvier 2005, le fonctionnement du régimed’assurance vieillesse, invalidité, décès, accidents du travail etmaladies professionnelles des IEG est assuré par la CaisseNationale des Industries Electriques et Gazières (« CNIEG »). LaCNIEG est un organisme de sécurité sociale de droit privé, dotéde la personnalité morale et placé sous la tutelle conjointe desministres chargés de la sécurité sociale, du budget et del’énergie. Les personnels salariés et retraités des IEG sont,depuis le 1er janvier 2005, affiliés de plein droit à cette caisse.

La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public del’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazièreset ses décrets d’application ont réparti les droits spécifiquesrelatifs aux périodes validées au 31 décembre 2004 (« droitsspécifiques passés ») entre les différentes entreprises des IEGet, pour chaque entreprise, entre d’une part les droits afférentsà chacune des prestations de transport et de distributiond’électricité et de gaz naturel (« droits spécifiques passés

régulés ») et d’autre part les droits afférents aux autres activités(« droits spécifiques passés non régulés »). Les droitsspécifiques du régime spécial d’assurance vieillesse des IEGs’entendent des prestations de ce régime non couvertes par lesrégimes de droit commun.

Le financement des droits spécifiques passés régulés est assurépar le prélèvement de la Contribution Tarifaire d’Acheminementsur les prestations de transport et de distribution de gaz, etn’incombe donc plus au Groupe Gaz de France.

Les droits spécifiques passés non régulés sont financés par lesentreprises des IEG dans les proportions définies par le décret2005-322 du 5 avril 2005, soit pour Gaz de France 3,25% desengagements de retraite « droits spécifiques passés » del’ensemble des entreprises des IEG.

Les droits spécifiques du régime constitués depuis le 1er janvier2005 sont intégralement financés par les entreprises des IEGproportionnellement à leurs poids respectifs en termes demasse salariale au sein de la branche des IEG.

2. Mode de calcul des engagements de retraite (Gaz deFrance SA, GrDF, GRTgaz et DK6)

Les engagements sont déterminés selon une méthodeactuarielle, appliquée à l’ensemble du personnel relevant desIndustries Électriques et Gazières.

Cette méthode, dite des unités de crédit projetées, repose surdes lois de projection portant notamment sur :

• les salaires de fin de carrière ; leur évaluation intègrel’ancienneté des agents, leur niveau de salaire et leurprogression de carrière ;

• les âges de départ à la retraite, déterminés en fonction decritères caractéristiques des agents des IEG (service actif,nombre d’enfants pour les femmes) ;

• l’évolution des effectifs de retraités, dont l’estimation reposesur la table de survie prospective établie par l’INSEE et sur untaux de rotation résultant de l'observation statistique ducomportement des agents des IEG ;

• les réversions de pensions, dont l’évaluation associe laprobabilité de survie de l’agent et de son conjoint, et le taux dematrimonialité relevé sur la population des agents des IEG.

Le mode de calcul des engagements est le suivant :

• ils sont évalués sur la base des droits validés à la date ducalcul, tant auprès du régime des IEG que des régimes de droitcommun ;

• ils sont déterminés pour l’ensemble des agents, actifs etretraités, relevant du régime des IEG ;

• ils comprennent les contributions aux frais de gestion de laCNIEG.



Le taux d’actualisation nominal utilisé au 31 décembre 2007 estde 5 % contre 4,25 % au 31 décembre 2005 et au 31 décembre2006.

3. Autres engagements postérieurs à l’emploi etengagements long terme envers le personnel de Gaz deFrance SA, GrDF, GRTgaz et DK6

Les autres avantages consentis aux actifs et aux inactifs sont lessuivants :

• Avantages à long terme :

– les rentes d’accidents du travail et de maladiesprofessionnelles,

– les rentes d’incapacité temporaire et d’invalidité,

– les médailles du travail.

• Avantages postérieurs à l’emploi :

– l’avantage en nature énergie,

– les indemnités de fin de carrière,

– les congés exceptionnels de fin de carrière,

– les indemnités de secours immédiat,

– les indemnités compensatrices de fin d’études.

Le taux d’actualisation utilisé pour le calcul des engagementsdiffère selon la maturité des engagements.

Les avantages postérieurs à l'emploi ont été évalués sur la based’un taux d’actualisation nominal de 5 % en 2007 et 4,25 % en2005 et 2006, à l’exception des engagements relatifs auxindemnités de fin de carrière et aux congés exceptionnels de finde carrière qui ont été évalués sur la base d'un tauxd’actualisation nominal de 4,5 % pour 2007 et 4 % en 2005 et2006.

3.1. Rentes accidents du travail et maladies professionnelles

Comme les salariés relevant du régime général, les salariés desIEG bénéficient de garanties permettant la réparation desaccidents du travail et des maladies professionnelles. Lesprestations couvrent l’ensemble des salariés et des ayants-droitd’un salarié décédé suite à un Accident du Travail, à un Accidentde Trajet ou à une Maladie Professionnelle.

Le montant de l’engagement correspond à la valeur actuelleprobable des prestations que percevront les bénéficiairesactuels compte tenu des éventuelles réversions.

3.2. L’avantage en nature énergie

L’article 28 du statut national du personnel des IndustriesElectriques et Gazières prévoit que l’ensemble des agents(agents actifs et inactifs) bénéficie d’un régime d’avantages en

nature énergie intitulé «Tarif Agent ». Cet avantage recouvre lafourniture à ces agents d’électricité et de gaz à un tarifpréférentiel. Pour la phase de retraite, il constitue un avantagepostérieur à l’emploi à prestations définies qui est à constaterau fur et à mesure des services rendus par le personnel.

L'engagement de Gaz de France relatif à la fourniture de gaz auxagents de Gaz de France et d’EDF correspond à la valeuractuelle probable des kWh fournis aux agents pendant la phasede retraite valorisée sur la base du coût de revient unitaire.

A cet élément s'ajoute le prix de l’accord d’échange d’énergieavec EDF ; selon les termes des accords financiers signés avecEDF en 1951, en contrepartie de l’électricité mise à dispositiond’agents du groupe Gaz de France par EDF à un tarifpréférentiel, Gaz de France fournit du gaz à des agents dugroupe EDF à un tarif préférentiel moyennant une soulte.L'engagement relatif à l'accord d'échange d'énergie correspondà la valeur actuelle probable des éléments de soulte imputablesaux agents Gaz de France pendant la phase de retraite.

La population bénéficiaire du tarif agent est identique à cellebénéficiaire des prestations statutaires du régime spécial deretraite.

3.3. Indemnités de fin de carrière

Les indemnités de départ en inactivité (ou indemnités de fin decarrière) sont versées aux agents qui deviennent bénéficiairesd’une pension statutaire de vieillesse ou aux ayants droit en casde décès pendant la phase d’activité de l’agent.

La méthode retenue pour évaluer l’engagement quereprésentent les indemnités de fin de carrière est celle des« unités de crédits projetées ».

4. Engagements envers le personnel des autres filiales

Les principaux régimes d’avantages postérieurs à l’emploi etautres régimes long terme dans les filiales françaises etétrangères du Groupe sont les suivants :

• En France, outre les régimes d’indemnités de fin de carrièredécrits dans les différentes conventions collectives applicablespar les filiales, il existe pour une filiale un régime de retraite àprestations définies servant une pension basée sur le salairede fin de carrière et sur l’ancienneté du salarié dans lasociété ;

• En Allemagne, les différentes filiales ont mis en place tout oupartie des régimes suivants : régimes de retraite à prestationsdéfinies, régimes de pré-retraites, gratifications pourancienneté, avantages en nature et promesses individuelles deretraite ;

• Le personnel des filiales du Groupe aux Pays-Bas et enNorvège bénéficie d’un régime de retraite à prestationsdéfinies ;

• En Italie, les salariés ont droit au TFR (Trattamento di FineRapporto), lorsque leur contrat de travail prend fin, notammenten cas de départ à la retraite ;



• En Slovaquie, les filiales ont mis en place à la fois un régimed’indemnité de fin de carrière et un régime de gratificationspour ancienneté dans l’entreprise ;

• En Roumanie, la filiale a mis en place à la fois un régimed’indemnités de fin de carrière, un régime décès et un régimeinvalidité ;

• En Belgique, la filiale a mis en place un régime de pré-retraite,un régime de retraite à prestations définies, un régime degratifications pour ancienneté dans l’entreprise, unecouverture maladie pour les retraités et un plan de réductiontarifaire pour les retraités.

5. Fonds externalisés

5.1. Couverture des engagements envers le personnel de Gazde France SA, GrDF, GRTgaz et DK6

Historiquement, Gaz de France a externalisé la couverture deses passifs retraites et indemnités de fin de carrière au moyende contrats d’assurance, la gestion des fonds ayant été confiée àdes sociétés de gestion d’actifs.

Ces fonds diversifiés sont caractérisés par une gestion active enréférence à des indices composites, adaptés à l’horizon longterme des passifs, et prenant en compte les obligations

gouvernementales de la zone euro ainsi que les actions des plusgrandes valeurs de la zone euro et hors zone euro.

Pour le calcul du taux de rendement attendu des actifs, leportefeuille d’actifs est éclaté en sous-ensembles homogènes,par grandes classes d’actifs et zones géographiques, sur la basede la composition des indices de références et des volumesprésents dans chacun des fonds au 31 décembre de l’exerciceprécédent.

À chaque sous-ensemble est appliquée une prévision derendement pour l’exercice, fournie publiquement par un tiers ;une performance globale en valeur absolue est alorsreconstituée et rapportée à la valeur du portefeuille de débutd’exercice.

5.2. Couverture des engagements envers le personnel desautres filiales

Certaines filiales, notamment aux Pays-Bas et en Norvègecouvrent leurs engagements de retraite à prestations définiespar des fonds externalisés auprès d’assureurs. Il en est demême pour certains régimes de retraites et d’indemnités de finde carrière dans les filiales en France.

Ces fonds sont alimentés par des cotisations versées parl’entreprise et, dans certains cas, par les salariés.

6. Tableaux détaillés

➣ 6.a Principales hypothèses actuarielles retenues pour l’évaluation des engagements

Les hypothèses de mortalité, de rotation, d’augmentation de salaire, d’actualisation financière et de rendement des fonds ont été fixées enfonction des situations économiques et démographiques propres à chaque pays.

Retraites Autres avantages envers le personnel

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Taux d’actualisation (Zone euro) 5% 4,25% 4,25% Entre 4% et 5%suivant les

risques

4.25% ou 4%suivant les

risques

4.25% ou 4%suivant les

risques

Taux de rendement escompté des actifs decouverture

4,48% 4,4% 4,7% Entre 4% et 6%suivant les pays

Entre 4% et6% suivant

les pays

Entre 4% et6% suivant

les pays

Selon les estimations établies par le groupe, une variation de +/- 50 points de base du taux d’actualisation entraînerait une variation desengagements d’environ 5%.



➣ 6.b Variation de la valeur actualisée de l’obligation


RetraitesAutres avantages

postérieurs à l’emploi Avantages long terme Total

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Valeur actualisée del'obligation à l'ouverture 1 854 1 738 1 955 852 799 731 262 257 250 2 968 2 794 2 936

Coût des services rendus de lapériode 127 130 116 20 28 43 28 26 21 175 184 180

Charges d’intérêt sur obligation 83 81 74 36 38 34 11 10 9 130 129 117

Pertes et gains actuariels généréssur l’obligation - 186 22 71 - 89 18 71 - - - - 275 40 142

Prestations payées pour l’ensembledes régimes (financés ou non) - 95 - 108 - 108 - 38 - 36 - 43 - 30 - 31 - 23 - 163 - 175 - 174

Contributions exceptionnelles,forfaitaires et libératoires - - - 372 - - - - - - - - - 372

Variation de périmètre - 10 - 11 - 3 - 13 - 2 - 4 - 15 - 28

Liquidation - - - - - - 76 - - - - - - 76

Autres - - 9 - 9 31 5 26 - 4 - - 4 27 - 4 13

Valeur actualisée del'obligation à la clôture 1 773 1 854 1 738 809 852 799 265 262 257 2 847 2 968 2 794

➣ 6.c Variation de la juste valeur des actifs du régime

Retraites Autres avantages postérieur à l’emploi

(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Juste valeur des actifs de couverture àl'ouverture 1 907 1 753 1 878 114 111 103

Rendement attendu des actifs 84 81 86 6 5 5

Primes nettes de frais de gestion 81 124 112 10 - -

Pertes et gains actuariels générés sur les actifs - 20 34 84 - 4 3 10

Prestations payées par les actifs de couverture - 75 - 86 - 35 - 9 - 5 - 5

Contributions exceptionnelles CNAV, AGIRC, ARRCO - - - 372 - - -

Autres - 6 1 - - 4 - - 2

Juste valeur des actifs de couverture à laclôture 1 971 1 907 1 753 113 114 111

La ventilation des actifs de couverture en fonction des principales catégories d’actifs est la suivante :

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Placements actions 32 % 41 % 40 %

Placements obligataires 45 % 37 % 35 %

Autres (y compris monétaires) 23 % 22 % 25 %

Total 100 % 100 % 100 %

Information relative au rendement des actifs


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Rendement réel des actifs de couverture 3,30 % 6,63 % 9,3 % 3,00 % 7,61 % 9,7 %



➣ 6.d Détermination des montants comptabilisés au bilan et au compte de résultat


(En millions d’euros) Passifs (1) Actifs (2)Actifs Passifs

nets (1 – 2) Passifs (1) Actifs (2)Actifs Passifs

nets (1 – 2)

31.12.2005

À l'ouverture 1 955 1 878 77 981 103 878

Charges ou produits de la période 190 86 104 31 5 26

Cotisations versées aux fonds pour la part des régimesfinancés - 112 - 112 - - -

Prestations versées pour la part des régimes nonfinancés - 108 - 35 - 73 - 66 - 5 - 61

Ecarts actuariels 71 84 - 13 71 10 61

Contributions exceptionnelles, forfaitaires et libératoires - 372 - 372 - - - -

Autres 2 - 2 39 - 2 41

À la clôture 1 738 1 753 - 15 1 056 111 945




nets (1 – 2)

31.12.2006

À l'ouverture 1 738 1 753 - 15 1 056 111 945


Cotisations versées aux fonds pour la part des régimesfinancés - 124 - 124 - - -


Ecarts actuariels 22 34 - 12 18 3 15

Autres - 9 1 - 10 5 - 5

À la clôture 1 854 1 907 - 53 1 114 114 1 000




nets (1 – 2)

31.12.2007

À l'ouverture 1 854 1 907 - 53 1 114 114 1 000


Cotisations versées aux fonds pour la part des régimesfinancés - 81 - 81 - 10 - 10


Ecarts actuariels - 186 - 20 - 166 - 89 - 4 - 85

Autres - 10 - 6 - 4 22 - 4 26

À la clôture 1 773 1 971 - 198 1 074 113 961



➣ 6.e Composante de la charge de la période



(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Coût des services rendusde la période 127 130 116 20 28 43 28 26 21 175 184 180

Charges d’intérêt surobligation 83 81 74 36 38 34 11 10 9 130 129 117

Liquidation - - - - - - 76 - - - - - - 76

Rendement attendu desactifs de couverture - 84 - 81 - 86 - 6 - 5 - 5 - - - - 90 - 86 - 91

Charge totale de lapériode 126 130 104 50 61 - 4 39 36 30 215 227 130

➣ 6.f Rapprochement des actifs et passifs comptabilisés




31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Valeur actualisée del’obligation à la clôture totalement oupartiellement financée 1 673 1 712 1 617 138 114 125 7 - - 1 818 1 826 1 742

Valeur actualisée de l’obligation à laclôture non financée 100 142 121 671 738 675 259 262 257 1 030 1 142 1 053

Juste valeur des actifs de couverture - 1 971 - 1 907 - 1 753 - 110 - 114 - 111 - 3 - - - 2 084 - 2 021 - 1 864

Divers

Montant de la provision reconnueau passif 156 142 144 699 738 689 263 262 257 1 118 1 142 1 090

Montant reconnu à l’actif - 354 - 195 - 159 - - - - - - - 354 - 195 - 159

➣ 6.g Montant estimatif des prestations à verser en 2008

Le montant estimatif des prestations à verser aux régimes en 2008 est de 168 millions d’euros.

7. Rapprochement avec les montants de provision au bilan


Provision au titre des retraites 156 142 144

Provision au titre des autres avantages postérieurs à l’emploi et des avantages long terme (yc. IFC) 962 1 000 946

Montant de la provision 1 118 1 142 1 090

8. Soldes des écarts actuariels (avant impôt) comptabilisés en capitaux propres


Solde à l'ouverture 287 284 236

Pertes (gains) actuariels générés sur l’année - 251 3 48

Solde à la clôture 36 287 284



6 – BILAN – INSTRUMENTS FINANCIERS

Note 18 – Actifs et passifs financiers non dérivés

Le tableau suivant ventile chaque poste du bilan composé d’instruments financiers selon sa catégorie et en indique la juste valeur, quel’instrument soit comptabilisé ou non au bilan à la juste valeur :

(En millions d’euros) Total

Valeur nette comptable au 31.12.2007

Justevaleur au

31.12.2007

Catégoried’instruments

financiers NoteCoût

amortiCoût

historique

Justevaleur par

le biais descapitauxpropres

Justevaleur parle biais ducompte de

résultat

Actifs

Actifs financiers non courants 18.1 1 447

Participations nonconsolidées DAV 451 313 138 451

Autres actifs disponibles à lavente DAV 527 91 436 527

Prêts P&C 146 146 146

Créances à long terme P&C 149 149 149

Dépôts et cautionnements P&C 174 174 174

Autres actifs non courants 658

Actifs de couverture desretraites Elt NF 354

Autres actifs non courants P&C 304 304 304

Actifs du secteur financier noncourants P&C 18.1 165 165 165

Créances

Créances clients et comptesrattachés P&C 18.2 7 730 7 730 7 730

Autres débiteurs 18.2 853

Charges constatées d’avance Elt NF 199

Créances fiscales Elt NF 252

Engagements fermescouverts Elt Couv. - - -

Avances & acomptes versés Elt NF 32

Autres créances P&C 370 370 370

Titres de placement 18.3 238

Placements moyen terme DAV 55 55 55

Placements court terme DAFT 183 183 183

Disponibilités et équivalents dedispo. 18.3 2 973

Caisse et dépôts à vue P&C 954 954 954

Equivalents de disponibilités DAFT 2 019 2 019 2 019

Actifs du secteur financier courants P&C 18.2 531 531 531

DAV Actifs disponibles à la venteDAFT Actifs détenus à des fins de transactionP&C Prêts & CréancesElt Couv. Eléments couverts des couvertures de juste valeur sur engagements fermesEltNF Eléments non financiers



(En millions d’euros) Total


Justevaleur au

31.12.2007



amortiCoût

historique

Justevaleur par



résultat

Passifs

Titres participatifs P&C 18.4 624 624 546

Dettes fin. courantes et noncourantes 18.5 5 321

Emprunts obligataires P&C 2 004 2 004 2 063

Emprunts bancaires P&C 1 310 1 310 1 310

Crédit-bail P&C 818 818 818

Lignes de crédit P&C 148 148 148

Billets de tréso. et papiercommercial P&C 200 200 200

Divers P&C 176 176 176

Découverts bancaires P&C 665 665 665

Passifs du secteur fin. noncourants P&C 126 126 126

Autres passifs non courants 161

Produits constatés d’avance Elt NF 161

Autres dettes P&C -

Dettes fournisseurs et comptesrattachés P&C 3 696 3 696 3 696

Autres dettes P&C 2 705

Produits constatés d’avance Elt NF 261

Engagements fermescouverts Elt Couv. 74 74 74

Avances & acomptes reçus Elt NF 201

Autres dettes P&C 2 169 2 169 2 169

Passifs du secteur financiercourants P&C 578 578 578





Justevaleur au

31.12.2006(En millions d’euros)


financiers Note TotalCoût

amortiCoût

historique

Justevaleur par


Justevaleur parle biais du

comptede résultat

Actifs


Participations nonconsolidées DAV 323 259 64 323

Autres actifs disponibles à lavente DAV 468 93 375 468

Prêts P&C 186 186 186


Dépôts et cautionnements P&C 215 215 215



Autres actifs non courants P&C 335 335 335


Créances

Créances clients et comptesrattachés P&C 18.2 7 117 7 117 7 117

Autres débiteurs 18.2 1 085

Charges constatéesd’avance Elt NF 151



Avances & acomptes versés Elt NF 26



Placements moyen terme DAV 54 54 54


Disponibilités et équivalents dedispo. 18.3 2 196

Caisse et dépôts à vue P&C 1 301 1 301 1 301

Équivalents de disponibilités DAFT 895 895 895

Actifs du secteur financiercourants P&C 18.2 431 431 431




Justevaleur au



financiers Note TotalCoût

amortiCoût

historique

Justevaleur par


Justevaleur parle biais du

comptede résultat

Passifs


Dettes fin. couranteset non courantes 18.5 5 404

Empruntsobligataires P&C 2 004 2 004 2 028

Empruntsbancaires P&C 1 286 1 286 1 286



Billets de tréso.et papiercommercial P&C 410 410 410

Divers P&C 151 151 151

Découvertsbancaires P&C 679 679 679

Passifs du secteurfin. non courants P&C 93 93 93

Autres passifs noncourants 143

Produitsconstatésd’avance Elt NF 142

Autres dettes P&C 1 1 1

Dettes fournisseurset comptes rattachés P&C 3 623 3 623 3 623


Produitsconstatésd’avance Elt NF 218

Engagementsfermes couverts Elt Couv. 100 100 100

Avances &acomptes reçus Elt NF 202


Passifs du secteurfinancier courants P&C 392 392 392




Note Total


Justevaleur au



financiersCoût

amortiCoût

historique

Justevaleur par



résultat

Actifs


Participations nonconsolidées DAV 479 214 92 173* 479

Autres actifs disponiblesà la vente DAV 126 124 2 126

Prêts P&C 214 214 214


Dépôts etcautionnements P&C 131 131 131



Autres actifs noncourants P&C 382 382 382


Créances

Créances clients etcomptes rattachés P&C 18.2 6 544 6 544 6 544

Autres débiteurs 18.2 1 646

Charges constatéesd’avance Elt NF 147



Avances & acomptesversés Elt NF 22



Placements moyenterme DAV 51 51 51


Disponibilités et équivalentsde dispo. 18.3 1 897

Caisse et dépôts à vue P&C 910 910 910

Équivalents dedisponibilités DAFT 987 987 987

Actifs du secteur financiercourants P&C 18.2 895 895 895




Total


Justevaleur au




amortiCoût

historique

Justevaleur par



résultat

Passifs


Dettes fin. courantes et noncourantes 18.5 4 489

Emprunts obligataires P&C 2 070 2 070 2 207

Emprunts bancaires P&C 845 845 845



Billets de tréso. etpapier commercial P&C 1 1 1

Divers P&C 72 72 72

Découverts bancaires P&C 690 690 690

Passifs du secteur fin. noncourants P&C 19 19 19

Autres passifs non courants 140

Produits constatésd’avance Elt NF 138

Autres dettes P&C 2 2 2

Dettes fournisseurs etcomptes rattachés P&C 3 202 3 202 3 202


Produits constatésd’avance Elt NF 197


Avances & acomptesreçus Elt NF 171


Passifs du secteur financiercourants P&C 1 098 1 098 1 098

* Au 31 décembre 2005, les titres Technip sont classés en titres disponibles à la vente mais couverts en juste valeur

Méthode retenue pour l’évaluation de la juste valeur des

instruments financiers comptabilisés au coût amorti ou au

coût historique dans le bilan :

Les lignes Participations non consolidées et Autres actifsdisponibles à la vente incluent des titres de sociétés non cotéesqui sont évalués au coût historique net de dépréciation.

La valeur de marché des titres participatifs et des empruntsobligataires convertibles, échangeables et indexés a été

déterminée en utilisant la valeur boursière. Les valorisationscommuniquées des titres participatifs et des empruntsobligataires sont exprimées « pied de coupon ».

À l’exception des titres participatifs et des emprunts obligatairescotés, Gaz de France considère que la juste valeur des prêts etcréances comptabilisés en actifs et en passifs financiers estproche de la valeur nette comptable en raison du fort degré deliquidité de ces postes.



Note 18.1 – Actifs financiers non courants et actifs du secteur financier non courants

Actifs disponibles à la vente

Prêts

Créancesà longterme

Dépôts etcautionnements

Totalactifs

financiersnon

courants(En millions d'euros)

Participationsnon

consolidées

Autresactifs

disponiblesà la vente

Actifsdu

secteurfinancier

noncourants

Valeur brute 01.01.2005 746 130 147 257 34 1 314 260

Augmentations 11 2 108 12 110 243 -

Diminutions - 175 - 6 - 31 - 33 - 32 - 277 - 2

Ajust. de la juste valeur 140 8 - - - 148 2

Variation de périmètre - 241 - 3 - 15 - - 253 -

Reclassements et autres - 2 - 8 - 11 9 19 7 - 161

Valeur brute 31.12.2005 479 126 216 230 131 1 182 99

Augmentations 31 319 9 4 64 427 124

Diminutions - 159 - 7 - 49 - 31 - 4 - 250 -

Ajust. de la juste valeur - 43 66 - - - 23 -

Variation de périmètre - 20 - - - 23 1 - 42 -

Reclassements et autres 35 - 36 12 - 20 23 14 - 53

Valeur brute 31.12. 2006 323 468 188 160 215 1 354 170

Augmentations 40 17 6 24 9 96 133

Diminutions - 3 - 2 - 46 - 3 - 37 - 91

Ajust. de la juste valeur 74 59 - - - 133

Variation de périmètre - 9 - 11 - 2 - 1 - - 23

Reclassements et autres 26 - 4 2 - 20 - 13 - 9 - 136

Valeur brute 31.12.2007 451 527 148 160 174 1 460 167

Dépréciations au 01.01.2005 - - 1 16 - 17 -

Dotations - - 1 - - 1 -

Reprises - - - - 5 - - 5 -

Reclassements et autres - - - - - - -

Dépréciations au 31.12.2005 - - 2 11 - 13 -

Dotations - - - - - - 1

Reprises - - - - - - - 1

Reclassements et autres - - - - - - 3

Dépréciations au 31.12.2006 - - 2 11 - 13 3

Dotations - - - - - - 1

Reprises - - - - - - - 2

Reclassements et autres - - - - - -

Dépréciations 31.12.2007 - - 2 11 - 13 2

Valeur nette 31.12.2005 479 126 214 219 131 1 169 99

Valeur nette 31.12.2006 323 468 186 149 215 1 341 167

Valeur nette 31.12.2007 451 527 146 149 174 1 447 165



Principales participations non consolidées

(En millions d’euros)% du capital

détenuValeur nette

Comptable Résultat

Capitauxpropres (hors

résultat)Chiffre

d’affaires

Date de clôturedu dernier

exercice connu

Petronet 10% 139 54 166 958 31.03.2007

Sté d’invest. en Autriche 20% 81 8 400 - 31.12.2006

ECW 22% 33 11 139 144 31.12.2006

Autres 198

Total Net 451

Gaz de France considère que la consolidation de ECW et de SIA n’aurait pas eu d’impact significatif sur les résultats et au cas particuliersur la quote-part de résultat des sociétés mises en équivalence. De même, l’absence de matérialité se vérifie au titre de la comparaisonentre la valeur nette comptable des titres et la valeur de la quote-part de Gaz de France dans les capitaux propres de ces sociétés.

Effet de la réévaluation des Actifs Disponibles à la Vente évalués en juste valeur

31.12.2007(en millions d’euros)

DividendeEvaluation ultérieure

Transfert enrésultat de

cession

Variationde juste

valeur

Perte devaleur

Effet dechange

Capitaux propres - 133 - - -

Résultat 42 - - - -



Dividende Variationde juste

valeur

Perte devaleur

Effet dechange


cession

Capitaux propres - 38 - - - 113

Résultat 51 - 14* - 3 2 113



Dividende Variationde juste

valeur

Perte devaleur

Effet dechange


cession

Capitaux propres - 59 - - - 119

Résultat 28 89* - 1 - 119* L’impact sur le compte de résultat de la variation de juste valeur des actifs disponibles à la vente provient des titres Technip qui sont classés en actifs disponibles à la vente mais ont été

désignés comme l’élément couvert d’une relation de couverture de juste valeur.

Ces titres entrent dans le cadre du régime fiscal des plus values long terme et l’impôt différé associé à leur réévaluation n’est passignificatif.

Note 18.2 – Autres actifs financiers non dérivés courants

(En millions d’euros)Valeur brute

au 31.12.2007Dépréciation Valeur nette



au 31.12.2005

Créances clients et comptes rattachés 7 983 - 253 7 730 7 117 6 544

Charges constatées d’avance 199 - 199 151 147

Autres créances 711 - 57 654 934 1 499

Total Autres débiteurs 910 - 57 853 1 085 1 646

Actifs du secteur financier 531 - 531 431 895



Note 18.3 – Disponibilités et équivalents de disponibilités

(En millions d'euros) 31.12.2007 31.12.2006 Variation 31.12.2005 Variation

Disponibilités – euros 13 3 10 1 2

Disponibilités – devises 3 3 - 4 - 1

Comptes bancaires – euros 715 729 - 14 593 136

Comptes bancaires – autres devises 223 160 63 312 - 152

Caisse et dépôts à vue 954 895 59 910 - 15

SICAV et FCP monétaires 1 754 942 812 873 69

TCN et Comptes à terme venant à échéance à moins de trois mois 265 359 - 94 114 245

Équivalents de disponibilités 2 019 1 301 718 987 314

Disponibilités et équivalents de disponibilités au bilan 2 973 2 196 777 1 897 299

Découverts bancaires remboursables à vue – euros - 643 - 587 - 56 - 663 76

Découverts bancaires remboursables à vue – devises - 31 - 98 67 - 36 - 62

Total découverts bancaires remboursables à vue - 674 - 685 11 - 699 14

Comptes courants à caractère de disponibilités 23 58 - 35 28 30

Autres 5 6 - 1 - 2 8

Trésorerie du tableau des flux de trésorerie 2 327 1 575 752 1 224 351

Note 18.4 – Titres participatifs


Titres participatifs Valeur nette comptable 624 624 623

Juste valeur * 546 568 603

* il s’agit du cours coté « pied de coupon »

Gaz de France a procédé à l’émission de titres participatifs en1985 et 1986 sous forme de deux tranches, A et B. Seuls lestitres participatifs de la tranche A demeurent en circulation.

Ils sont rémunérés sur la base du taux moyen obligataire majoréou minoré en fonction de l’évolution de la valeur ajoutée duGroupe. Le coefficient de majoration de 130 % actuellementappliqué correspond au coefficient plafond de majoration.

Suite à l’application, depuis le 1er janvier 2005, des normes IAS32 et 39 sur les instruments financiers, les titres participatifssont évalués au coût amorti.

La rémunération brute par titre s’établit à 43,40 euros en 2007,38,60 euros en 2006 et 38,26 euros en 2005.

Le 23 janvier 2006 Gaz de France a conclu avec un établissementfinancier une opération de couverture du risque de taux d'intérêtsur la rémunération de ses titres participatifs A (cf Note 20.1.3).



Note 18.5 – Endettement financier net

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

(En millions d’euros)Part noncourante

Partcourante Total

Part noncourante

Partcourante Total

Part noncourante

Partcourante Total

En-cours des dettesfinancières 3 966 1 355 5 321 3 943 1 461 5 404 3 324 1 165 4 489

Titres participatifs 624 624 624 - 624 623 - 623

Dettes financières 4 590 1 355 5 945 4 567 1 461 6 028 3 947 1 165 5 112

Instruments financiersdérivés relatifs à la detteau passif 11 28 39 6 5 11 13 18 31

Dette Brute 4 601 1 383 5 984 4 573 1 466 6 039 3 960 1 183 5 143

Titres de placement - 3 - 235 - 238 - 88 - 272 - 360 - 85 - 160 - 245

Disponibilités etéquivalents dedisponibilités - - 2 973 - 2 973 - - 2 196 - 2 196 - - 1 897 - 1 897

Instruments financiersdérivés relatifs à la detteà l’actif - 73 - 20 - 93 - 16 - 2 - 18 - - 16 - 16

Trésorerie active - 76 - 3 228 - 3 304 - 104 - 2 470 - 2 574 - 85 - 2 073 - 2 158

Endettement net 4 525 - 1 845 2 680 4 469 - 1 004 3 465 3 875 - 890 2 985

En-cours des dettesfinancières 4 590 1 355 5 945 4 567 1 461 6 028 3 947 1 165 5 104

Titres de placement - 3 - 235 - 238 - 88 - 272 - 360 - 85 - 160 - 245

Disponibilités etéquivalents dedisponibilités - - 2 973 - 2 973 - - 2 196 - 2 196 - - 1 897 - 1 897

Endettement net horseffets des instrumentsfinanciers 4 587 - 1 853 2 734 4 479 - 1 007 3 472 3 862 - 892 2 970

Note 18.5.1. Ratio d’endettement


Endettement net hors effets des instruments financiers 2 734 3 472 2 970


Ratio d’endettement 14,8 % 20,8 % 20,1 %

Les échéances contractuelles résiduelles sur l’endettement financier net sont présentées en Note 20.1.2. Risque de liquidité.



Note 18.5.2. Endettement financier par nature


Titres participatifs 624 624 623

Emprunts obligataires 2 004 2 004 2 070

Emprunts bancaires 1 310 1 286 845

Dettes de location-financement 818 817 778

Lignes de crédit 148 57 33

Billets de trésorerie et papier commercial 200 410 1

Divers 176 151 72

Total emprunts 5 280 5 349 4 422

Découverts bancaires 665 679 690

Total dettes financières 5 945 6 028 5 112

Titres de placement - 238 - 360 - 245

Disponibilités et équivalents de disponibilités - 2 973 - 2 196 - 1 897

Endettement net hors effets des instruments financiers 2 734 3 472 2 970

Le taux d’intérêt effectif moyen du total des emprunts est, après couverture, d’environ 5,10 % en 2007 (5,20 % en 2006 et 4,80 % en 2005).

• EMPRUNTS OBLIGATAIRES

Le placement privé en yen fait l’objet de cross currency swaps EUR/JPY contre Euribor 3M plus marge.Cet emprunt a été réalisé dans le cadre du programme EMTN mis en place en octobre 2002.


Valeur aubilan au

31.12.2007Valeur

nominaleDate

d’émissionDate

d’échéanceTaux

initial Cotation

Emissions publiques en euro 1 243742

1 250 MEUR750 MEUR

02/200302/2003

02/201302/2018

4,75%5,13%

Paris/LuxembourgParis/Luxembourg

Placement privé en yen 18 3 000 MJPY 03/2004 03/2009 0,66% Aucune

Autres émissions 1

Total emprunts obligataires 2 004


Emprunts Obligataires Valeur nette comptable 2 004 2 004 2 070

Juste valeur * 2 063 2 028 2 207* il s’agit du cours coté « pied de coupon »

• Dettes de location-financement

Le montant des dettes de location-financement s’établit à 818millions d’euros au 31 décembre 2007, en augmentation de1 million d’euros par rapport au 31 décembre 2006.

Au 31 décembre 2007, les dettes de location-financementproviennent essentiellement :

• des installations de distribution et de stockage d’une filialeallemande pour 300 millions d’euros,

• de trois méthaniers pour un montant de 244 millions d’euros,• de divers crédits-bails immobiliers pour un montant de

117 millions d’euros,• d’emprunts contractés pour l’acquisition d’installations

techniques.

• Titres de placement, équivalents de disponibilités

Les placements de trésorerie du Groupe portent sur des actifspeu risqués et n’ont pas été affectés par les conséquences de lacrise des subprimes.



Note 19 – Instruments financiers dérivésLe Groupe utilise des instruments financiers dérivés principalement pour gérer les risques de change, de taux d’intérêts et de prix desmatières premières auxquels il est confronté dans le cadre de son activité.

Actif Passif

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

(En millions d’euros)Non

courant Courant Total Total TotalNon

courant Courant Total Total Total

Dérivés de taux 73 19 92 26 16 8 16 24 19 32

Dérivés de change

– Activité opérationnelle - 2 2 - - - 1 1 6 -

– Activité de financement - 1 1 - - 3 12 15 - -

Sous-total - 3 3 - - 3 13 16 6 -

Dérivés sur titres - - - - - - - - - 61

Dérivés sur matières premières - 2 617 2 617 2 316 1 767 - 2 500 2 500 2 172 1 708

Total contrats dérivés 73 2 639 2 712 2 342 1 783 11 2 529 2 540 2 197 1 801

Engagements fermes couverts en justevaleur

– Transactions de change - - - 3 - - - - - -

– Transactions sur matières premières - - - - - - 74 74 100 53

Total des engagements fermescouverts en juste valeur - - - 3 - - 74 74 100 53

La part efficace des variations de juste valeur des contrats dérivés qualifiés en couverture de flux de trésorerie est différée en capitauxpropres jusqu’à la réalisation des flux de trésorerie couverts. Les périodes au cours desquelles le Groupe s’attend à recycler cesmontants au compte de résultat sont :

Juste valeur différée en capitaux propres et à reprendre en résultat sur les contrats dérivésqualifiés en couverture de flux de trésorerie


Montantnet

d’impôtImpôts

différésMontant

brut 2008 2009 2010 2011 2012

Au-delàde 2012

– Couverture du risque de taux 40 - 23 63 2 2 3 3 4 49

– Couverture du risque sur matières premières 45 - 23 68 51 18 - - 1 - -

Total au 31.12.2007 85 - 46 131 53 20 3 2 4 49

Total au 31.12.2006 - 40 20 - 60 - 37 - 31 - 7 - 1 - 1 17

Total au 31.12.2005 - 41 18 - 59 - 38 - 14 - 1 - 2 - 2 - 2



Note 19.1 – Informations quantitatives sur les contrats dérivés de taux

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Juste valeurEchéances

contract-uelles *


contract-uelles *


contract-uelles *(En millions d’euros) Actif Passif Actif Passif Actif Passif

1. SWAPS DE TAUX

Fixe payeur / Variable receveur

Couverture de flux de trésorerie 70 8 112 19 7 23 - 15 - 11

Couverture de juste valeur 2 - 2 2 - 2 - - -

Hors couverture 11 8 7 1 7 - 6 - - -

Sous-total 83 16 121 22 14 19 - 15 - 11

Variable payeur / Fixe receveur

Couverture de flux de trésorerie - - - - - - - - -

Couverture de juste valeur - 2 - 3 - - - 1 - - -

Hors couverture 3 6 - 5 4 4 1 16 17 16

Sous-total 3 8 - 8 4 4 - 16 17 16

Variable payeur /Variable receveur


Couverture de juste valeur - - - - - - - - -

Hors couverture - - - - 1 - 1 - 1 - 1

Sous-total - - - - 1 - 1 - 1 - 1

TOTAL SWAPS DE TAUX 86 24 113 26 19 18 16 32 4

2. Autres contrats dérivés de taux

Position Fixe payeur :



Hors couverture - - - - - - - - -

Sous-total - - - - - - - - -

Position Variable payeur :

Couverture de flux de trésorerie - - - - - - - -

Couverture de juste valeur - - 6 - - - - - -

Hors couverture 6 - - - - - - -

Sous-total 6 - 6 - - - - - -

TOTAL AUTRES CONTRATSDÉRIVÉS DE TAUX 6 - 6 - - - - - -

TOTAL DÉRIVÉS DE TAUX 92 24 119 26 19 18 16 32 4

* Pour les contrats dérivés de taux, le dénouement contractuel est généralement défini par l’échange d’un montant net de trésorerie. Le montant des échéances contractuelles présenté pour lescontrats dérivés de taux correspond au montant de trésorerie net encaissable ou (décaissable) au titre des contrats comptabilisés à l’actif ou au passif du bilan.



Le montant sorti des capitaux propres et comptabilisé dans lerésultat financier de la période au titre des couvertures de fluxde trésorerie du risque de taux représente une perte nette de7 millions d’euros au 31 décembre 2007 (une perte nette de6 millions d’euros au 31 décembre 2006 et une perte nette de7 millions d’euros au 31 décembre 2005).

Au 31 décembre 2007, ce montant se compose d’une perte nettede 2 millions d’euros sur les couvertures efficaces et d’une pertenette de 5 millions d’euros sur des couvertures interrompuessoit parce qu’elles ne respectaient plus les critères des normesIFRS, soit parce que les dérivés ont été dénoués lors de larestructuration de la dette sous jacente.

L’impact de la part efficace des contrats dérivés qualifiés encouvertures de juste valeur du risque de taux sur le résultatfinancier s’élève à une perte nette de 2 millions d’euros au31 décembre 2007 (un gain net de 2 millions d’euros au31 décembre 2006 et pas d’impact significatif au 31 décembre2005). Cet impact est entièrement neutralisé par l’impactsymétrique des variations de juste valeur de l’élément couvert.

L’impact sur le résultat financier des autres instrumentsfinanciers dérivés de taux représente un gain net de 11 millionsd’euros au 31 décembre 2007 (pas d’impact significatif au31 décembre 2006 ni au 31 décembre 2005). L’essentiel de cemontant correspond à des couvertures économiques du risquede taux qui ne sont pas reconnues en comptabilité de couvertureen IFRS. L’inefficacité n’est pas significative.

Note 19.2 — Informations quantitatives sur les contrats dérivés de change

Contrats dérivés de change dans l’activité opérationnelle du Groupe :


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


contrac-tuelles*


contract-uelles*


contract-uelles*Actif Passif Actif Passif Actif Passif

1. CHANGE À TERME

Position acheteur devise

Couverture de flux detrésorerie - - - - - - - - -



Sous-total - - - - - - - - -

Position vendeur devise



Hors couverture 1 - 65 - - 28 - - -

Sous-total 1 - 65 - - 28 - - -

TOTAL CHANGE À TERME 1 - 65 - - 28 - - -




31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


contrac-tuelles*


contrac-tuelles*


contrac-tuelles*Actif Passif Actif Passif Actif Passif

2. Autres contrats dérivés dechange

Position acheteur devise :



Hors couverture - - - 354 - - - - - -

Sous-total - - - 354 - - - - - -

Position vendeur devise :


Couverture de juste valeur 1 - - - 5 225 - - -

Hors couverture - 1 157 - 1 15 - - -

Sous-total 1 1 157 - 6 240 - - -

TOTAL AUTRES CONTRATSDÉRIVÉS DE CHANGE 1 1 - 197 - 6 268 - - -

TOTAL DÉRIVÉS DE CHANGE 2 1 - 132 - 6 268 - - -

* Pour les contrats dérivés de change, le dénouement contractuel est généralement défini par l’échange d’un montant brut de devise de transaction du contrat contre un montant brut de devisesous-jacente du contrat. Le montant des échéances contractuelles présenté pour les contrats dérivés de change correspond au montant brut de trésorerie encaissable ou (décaissable) dans ladevise de transaction du contrat au titre des contrats comptabilisés à l’actif et au passif du bilan.

Le Groupe ne porte pas d’opérations significatives de changequalifiées en couverture de flux de trésorerie de son activitéopérationnelle.

L’impact de la part efficace des contrats dérivés qualifiés encouvertures de juste valeur du risque de change sur le résultatopérationnel s’élève à un gain net de 5 millions d’euros au31 décembre 2007 (pas d’impact significatif au 31 décembre2006 ni au 31 décembre 2005). Cet impact est entièrementneutralisé par l’impact symétrique des variations de juste valeurde l’élément couvert.

L’impact sur le résultat opérationnel des autres instrumentsfinanciers dérivés de change n’est pas significatif ni en 2007, nien 2006, ni en 2005. Il correspond soit à de l’inefficacité descouvertures décrites ci-dessus, soit à des couvertureséconomiques du risque de change qui ne sont pas reconnues encomptabilité de couverture en IFRS.



Contrats dérivés de change dans l’activité de financement du Groupe :


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


contrac-tuelles*


contrac-tuelles*


contrac-tuelles*Actif Passif Actif Passif Actif Passif

1. CHANGE À TERME

Position acheteur devise



Hors couverture - 9 - 349 - - - - - -

Sous-total - 9 - 349 - - - - - -

Position vendeur devise


Couverture de juste valeur - - - - - - - - 12

Hors couverture - 4 603 - - 8 - - 1

Sous-total - 4 603 - - 8 - - 13

TOTAL CHANGE À TERME - 13 254 - - 8 - - 13

2. Autres contrats dérivés de change

Position acheteur devise :



Hors couverture 1 2 - 88 - - - - - -

Sous-total 1 2 - 88 - - - - - -

Position vendeur devise :




Sous-total - - - - - - - - -

TOTAL AUTRES CONTRATS DÉRIVÉSDE CHANGE 1 2 - 88 - - - - - -

TOTAL DÉRIVÉS DE CHANGE 1 15 166 - - 8 - - 13

* Pour les contrats dérivés de change, le dénouement contractuel est généralement défini par l’échange d’un montant brut de devise de transaction du contrat contre un montant brut de devisesous-jacente du contrat. Le montant des échéances contractuelles présenté pour les contrats dérivés de change correspond au montant brut de trésorerie encaissable ou (décaissable) dans ladevise de transaction du contrat au titre des contrats comptabilisés à l’actif et au passif du bilan.

Le Groupe ne porte pas d’opérations significatives de changequalifiées en couverture de son activité de financement.

L’impact sur le résultat financier des autres instrumentsfinanciers dérivés de change représente une perte de 13 millionsd’euros au 31 décembre 2007 (un gain net de 2 millions d’eurosau 31 décembre 2006 et une perte nette de 9 millions d’euros au31 décembre 2005).

Ce montant correspond aux variations de juste valeur descouvertures économiques du risque de change qui ne sont pasreconnues en comptabilité de couverture en IFRS.



Note 19.3 – Informations quantitatives sur les contratsdérivés sur titres

Au 31 décembre 2007, Gaz de France ne détient pas de contratsdérivés sur titres.

Le 16 décembre 2004, Gaz de France avait conclu une opérationde couverture de la juste valeur des titres Technip qu’il détenaità l’époque : Gaz de France avait acheté à un établissementfinancier des options de vente de titres et lui avait venduconcomitamment un nombre identique d’options d’achat. La

maturité de ces options était de 6 à 24 mois lors de leur mise enplace.

Gaz de France avait souscrit en parallèle un contrat de pensionlivrée sur ces titres mais gardait la faculté de les récupérer àtout moment sur simple demande.

A fin décembre 2005, la maturité résiduelle de ces options étaitde 6 à 12 mois et leur valeur nominale était de 110 millionsd’euros.

Au 31 décembre 2006, Gaz de France avait cédé la totalité de sestitres Technip et ne détenait plus de contrats dérivés sur titres.

Note 19.4 – Informations quantitatives sur les contrats dérivés sur matières premières

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


contrac-tuelles*


contrac-tuelles*


contrac-tuelles*(En millions d’euros) Actif Passif Actif Passif Actif Passif

1. OPTIONS ET SWAPTIONS

Couverture de flux detrésorerie

Gaz naturel et Electricité - - - - - - - - -

Pétrole - - - - - - - - -

Couverture de juste valeur


Pétrole - - - - - - - - -

Hors couverture

Gaz naturel et Electricité 36 40 - 4 25 7 11 26 30 - 4

Pétrole 37 8 29 28 8 20 2 4 - 2

TOTAL OPTIONS ET SWAPTIONS 73 48 25 53 15 31 28 34 - 6

2. CONTRATS À TERME


Gaz naturel et Electricité 13 15 1 23 23 144 - 31 74

Pétrole - - - - - - - - -


Gaz naturel et Electricité 73 - - 336 100 - - 472 - - -

Pétrole - - - - - - - - -

Hors couverture

Gaz naturel et Electricité 592 621 - 3 279 1 476 1 460 - 3 256 965 1 084 - 141

Pétrole - - - - 1 - 14 - - -

TOTAL CONTRATS À TERME 678 636 - 3 614 1 596 1 484 - 3 598 965 1 115 - 67



31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005


contrac-tuelles *


contrac-tuelles *


contrac-tuelles *(En millions d’euros) Actif Passif Actif Passif Actif Passif

3. SWAPS FINANCIERS


Gaz naturel et Electricité 18 28 - 10 20 9 - 16 108 - 92

Pétrole 599 529 71 346 513 - 179 532 402 130



Pétrole - - - - - - - - -

Hors couverture

Gaz naturel et Electricité 32 29 2 50 38 21 33 - 33

Pétrole 1 096 1 112 - 16 221 77 155 116 2 114

TOTAL SWAPS FINANCIERS 1 745 1 698 47 637 637 - 3 697 512 185

4. AUTRES CONTRATS DÉRIVÉS



Pétrole - - - 4 - - - - -



Pétrole - - - - - - - - -

Hors couverture

Gaz naturel et Electricité 56 84 - 27 6 5 3 51 22 29

Pétrole 65 34 31 17 31 - 14 26 25 1

TOTAL AUTRES CONTRATSDÉRIVÉS 121 118 4 27 36 - 11 77 47 30

TOTAL CONTRATS DÉRIVÉS SURMATIERÈS PREMIÈRES 2 617 2 500 - 3 258 2 316 2 172 - 3 581 1 767 1 708 142

* Le montant des échéances contractuelles correspond au montant net de trésorerie encaissable ou (décaissable) au titre des contrats dérivés.Dans le cas des contrats à terme sur matières premières, le dénouement contractuel est défini par le règlement d’un montant brut de trésorerie en échange d’une livraison physique du sous-jacent. Pour ces contrats, le montant des échéances contractuelles correspond au montant contractuel de trésorerie.

Le montant sorti des capitaux propres et comptabilisé dans lerésultat opérationnel de la période au titre des couvertures deflux de trésorerie du risque matières premières représente uneperte nette de 50 millions d’euros au 31 décembre 2007 (un gainnet de 12 millions d’euros au 31 décembre 2006 et un gain netde 134 millions d’euros au 31 décembre 2005).

L’impact de la part efficace des contrats dérivés qualifiés encouvertures de juste valeur du risque matières premières sur lerésultat opérationnel s’élève à une perte nette de 1 millionsd’euros au 31 décembre 2007 (un gain net de 44 millions d’eurosau 31 décembre 2006 et un gain net de 208 millions d’euros au

31 décembre 2005). Cet impact est entièrement neutralisé parl’impact symétrique des variations de juste valeur des élémentscouverts.

Les contrats dérivés qui ne sont pas qualifiés en couverturecorrespondent à des stratégies de couvertures économiques quine sont pas reconnues en comptabilité de couverture en IFRS,ou à des stratégies d’arbitrage. Une part importante de cescontrats est portée par Gaselys.



Note 20 – Informations sur les risques

Note 20.1 – Informations sur les risques non liés auxactivités sur matières premières

La gestion des risques financiers – risques de taux, de change,de liquidité et de crédit – est placée sous la responsabilité de laDirection Financière. Le positionnement de cette activité en têtede Groupe permet une mise en œuvre efficace de la politique derisque grâce à une agrégation des risques, une maîtrise despositions et un lieu unique d’intervention sur les marchés.

La gestion consolidée du risque de crédit et la cohérence desdécisions de gestion sont assurées notamment par des comitéstransverses : le Comité Taux et Change et le Comité Crédit.

20.1.1 Risque de crédit

Le Groupe est amené à effectuer des transactions (ventes ouachats) d’un montant conséquent avec de nombreusescontreparties, clients et fournisseurs, particulièrement de gaz etd’électricité et notamment au travers de sa filiale de tradingGaselys.

Le risque de crédit ou risque de contrepartie du Groupe estpiloté par le Comité Crédit. Il correspond à la perte que leGroupe aurait à supporter en cas de défaillance d’unecontrepartie entraînant le non-respect de ses obligationscontractuelles vis à vis de Gaz de France. La politique du Groupesur ce point consiste en une diversification systématique de sonportefeuille de contreparties d'une part, et en un suivi de lasituation financière de ses contreparties les plus importantesd'autre part. Ce suivi permet en effet d'assurer la réactivitésuffisante pour gérer, en temps réel, ce risque et minimiser lesimpacts de la défaillance de contreparties importantes duGroupe en utilisant des outils juridiques appropriés (clause de« netting » de paiement, conditions de facturation, émission degaranties bancaires ou maison mère, autres sûretés…).

Ainsi, le placement des excédents de trésorerie et tous lesinstruments financiers utilisés pour gérer les risques de tauxd’intérêt et de change sont contractés avec des contrepartiesdisposant d’une notation « Long terme » attribuée parStandard & Poor’s (« S&P ») ou Moody’s au moins égal à,respectivement, A- / A3, sauf cas particulier dûment autorisé parle directeur financier. Une limite est attribuée à chaqueinstitution financière, en fonction de ses fonds propres et de son

rating. La consommation des limites, déterminée sur la basedes montants notionnels des opérations, pondérées par la duréerésiduelle et la nature de l’engagement, fait l’objet d’un suivirégulier.

Les contreparties énergie de la filiale de trading Gaselys sontquant à elles évaluées et notées après une analyse financières’appuyant notamment, lorsqu’elle est disponible, sur lanotation S&P ou Moody’s de la contrepartie.

Un comité Crédit mensuel, présidé par le directeur financier,habilite les contreparties de Gaselys, statue sur l’octroi deslignes de crédit et fixe le cadre juridique à mettre en place. Gazde France cherche en effet à sécuriser ces transactions en ayantrecours à des instruments juridiques tels que des accordsstandardisés de « netting » (prévoyant la compensation desexpositions positives et négatives vis-à-vis d’une mêmecontrepartie), d’« appels de marge » (mécanismes permettantde lisser les à-coups des prix de marché) ou de « garanties » ausens large (lettre de confort, garantie de la maison mère,garantie bancaire, etc).

L’exposition du risque de contrepartie est mesurée par desindicateurs de VaR à 99% et fait l’objet d’un reporting quotidien.

Le portefeuille de contreparties de Gaselys affiche une notationmoyenne très satisfaisante avec plus de 80% du risque decontrepartie présentant un profil financier assimilable à un« rating » long terme supérieur à A-/A3 chez S&P/Moody’s.

Le Comité Crédit est également chargé d’élaborer un cadre degouvernance pour la gestion du risque crédit des clients duGroupe. Les contreparties clients et fournisseurs font l’objetd’une attention croissante. Le cadre de gouvernance mis enplace est fondé sur le suivi régulier (révision annuelle a minima)de la situation financière des grands clients. Il vise d’une part àprévenir (exigences de sûretés ou autres conditions restrictivespour traiter avec la contrepartie) et d’autre part à valoriser cerisque dans le cadre de la tarification proposée aux grandsclients.

Concernant plus spécifiquement l’activité de fourniture de gaz etd’électricité, des dispositions particulières visant à prévenir desdéfauts de paiement peuvent être prises au regard de la soliditéfinancière de la contrepartie. Les clients en difficulté font l’objetd’un suivi régulier assuré par le Comité Crédit.



Analyse de l’âge des actifs financiers en souffrance et non dépréciés à la clôture

Au 31.12.2007(En millions d’euros) 0-3 mois

Actifs en souffrance(valeur nette)

Total

Actifsdépréciés

(valeurbrute)

Actifssains

Total(valeurnette)

3-6mois

6-12mois

Au-delàd’un an

Prêts et créances noncourants 10 – – 2 12 15 926 938

Prêts et créancescourants * 417 78 94 79 668 309 8 917 9 585

Total des prêts etcréances évalués aucoût amorti 427 78 94 81 680 324 9 843 10 523

* Les montants présentés en Actifs en souffrance sont toutes taxes comprises.

Les montants de créances en souffrance non dépréciés à moinsde trois mois correspondent principalement à des créances dontla date de règlement est dépassée depuis moins d’un mois.

Une part importante des créances en souffrance non dépréciéesà plus de trois mois concerne des Etats et des collectivitéspubliques clientes du Groupe en France ou à l’étranger, pourlesquelles il n’y a pas de risque de crédit.

Les chiffres présentés pour l’exercice 2007 reflètent la situationhabituelle du Groupe et sont représentatifs de la situation desexercices précédents.

20.1.2. Risque de liquidité

Gaz de France dispose de liquidités mobilisables à très courtterme, lui permettant de faire face à ses besoins de trésoreriecourants ou de servir de relais en cas d’opérations decroissance externe :

• La maison mère dispose d’une ligne de crédit syndiquée de3 000 millions d’euros à échéance février 2012 non tirée au31 décembre 2007. Cette ligne de crédit ne comporte pas decovenants financiers ;

• Gaz de France a également accès au marché des dettes àcourt terme au moyen d’un programme d’EURO et USCommercial Paper d’un montant de 1 000 millions de dollarsinutilisé en fin d’exercice 2007, et d’un programme de Billetsde Trésorerie d’un montant de 1 250 millions d’euros, utilisé àhauteur de 200 millions d’euros au 31 décembre 2007 ;

• Les disponibilités et placements de trésorerie immédiatementdisponibles au niveau du Groupe sont de 3 211 millionsd’euros.

De plus, afin de réduire au minimum ses besoins de liquiditésnettes, le Groupe a mis en place une politique de « cash-pooling » des principales entités contrôlées.



Echéances contractuelles résiduelles sur l’endettement financier net

Au 31.12.2007(En millions d’euros) Total 2008 2009 2010 2011 2012

Au-delàde 2012

Titres participatifs 624 624

Emprunts obligataires 2 004 18 1 986

Emprunts bancaires 1 310 234 108 140 77 101 650

Dettes de location-financement 818 134 80 123 67 183 231

Lignes de crédit 148 87 3 1 1 12 44

Billets de trésorerie et papier commercial 200 200

Divers 176 35 20 19 9 8 85

Total emprunts 5 280 690 229 283 154 304 3 620

Découverts bancaires 665 665

Total dettes financières (hors intérêtsfuturs) 5 945 1 355 229 283 154 304 3 620

Intérêts futurs décaissables, nets descouvertures 1 937 200 179 174 166 161 1 057*

Total dettes financières (y compris intérêtsfuturs après couverture) 7 882 1 555 408 457 320 465 4 677

Titres de placement - 238 - 235 - - - - 1 - 2

Disponibilités et équivalents de disponibilités - 2 973 - 2 973 - - - - -

Endettement net (y compris intérêts futursaprès couverture) 4 671 - 1 653 408 457 320 464 4 675

Au 31.12.2006 Total 2007 2008 2009 2010 2011Au-delàde 2011

Dettes financières 6 028 1 461 331 219 232 167 3 618


Titres de placement - 360 - 272 - 34 - - - - 54


Endettement net (y compris intérêts futursaprès couverture) 5 471 - 809 478 391 398 326 4 687


Dettes financières 5 112 1 165 237 227 171 201 3 111


Titres de placement - 245 - 160 - - 34 - - - 51


Endettement net (y compris intérêts futursaprès couverture) 4 896 - 720 397 348 231 347 4 203

* Pour les titres participatifs (cf. Note 18.4), il n’existe aucune date contractuelle de remboursement du principal ni d’interruption des flux d’intérêts. Afin de ne pas devoir mentionner unmontant infini d’intérêts à plus de 5 ans, les flux d’intérêts des titres participatifs ont été interrompus arbitrairement à un horizon glissant de 30 ans dans chacun des tableaux



Certains emprunts bancaires ou financements de projets defiliales du Groupe peuvent comporter des covenants financiers :

Au 31.12.2007(En millions d’euros) Total

Gaz de France SA (a) 99

AES Energia Cartagena (b) 629

Energia Mayakan (c) 102

Distrigaz Sud (d) 80

Groupe Gasag (e) 61

Autres (montants unitaires < 50 millions d’euros) 339

Emprunts bancaires 1 310

(a) Gaz de France SA

Les emprunts bancaires de Gaz de France SA ne comportent pasde covenants financiers.

(b) AES Energia Cartagena

Cet emprunt amortissable qui arrive à échéance en juin 2027 estdestiné à financer la construction d’une centrale électrique en

Espagne pour laquelle Gaz de France est titulaire d’un contratde tolling. Il comporte des covenants classiques en matière definancements de projets.

(c) Energia Mayakan

Cet emprunt amortissable à échéance novembre 2014 estdestiné à financer la construction d’un pipeline de gaz naturel auMexique. Il comporte des covenants classiques en matière definancements de projets.

(d) Distrigaz Sud

Il s’agit de plusieurs lignes de crédit à taux variable à échéance2008 à 2014. Ces emprunts comportent un ratio de dettesbancaires / EBITDA maximum.

(e) Groupe Gasag

Ces emprunts comprennent notamment pour 32 MEUR la partcontributive d’un placement privé de 100 MEUR émis ennovembre 2007 à échéance 2022 qui comporte des ratiosfinanciers.

Toutes ces clauses étaient respectées au 31 décembre 2007.

Echéances contractuelles résiduelles des actifs et passifs du secteur financier

Au 31.12.2007(En millions d’euros) Total 2008 2009 2010 2011 2012

Au-delàde 2012

Passifs du secteur financier 704 581 55 60 - - 8

Actifs du secteur financier - 696 - 529 - 81 - 47 - 25 - 12 - 2

Passifs nets du secteur financier 8 52 - 26 13 - 25 - 12 6


Passifs du secteur financier 485 395 82 - - - 8


Passifs nets du secteur financier - 113 - 32 6 - 50 - 29 - 15 7


Passifs du secteur financier 1 117 982 127 - - - 8


Passifs nets du secteur financier 123 159 57 - 47 - 31 - 17 2



Autres obligations contractuelles à caractère décaissable

Total

Paiements dus par période

Obligations contractuelles(En millions d’euros)

A moinsd’un an

De un àcinq ans

A plusde cinq ans

Contrats de location simple 190 29 66 95

Total 190 29 66 95

Engagements reçus ou donnés qui influent sur le risque de liquidité

Les engagements donnés aux banques, par Gaz de France et par les filiales consolidées, en garantie d’emprunts contractés par desfiliales consolidées, sont éliminés des engagements consolidés.


Dont partà moinsd'un an

Dont partde un à

cinq ans

Dont partà plus decinq ans 31.12.2006 31.12.2005

Engagements reçus :

Lignes de crédit 3 477 225 182 3 070 3 387 3 424

Total engagements reçus 3 477 225 182 3 070 3 387 3 424

Engagements donnés :

Avals, cautions et garanties donnés 622 95 232 295 619 341

Cautions de contre-garantie sur marchés 145 - 145 - 3 25

Nantissements, hypothèques et sûretés réelles 72 2 24 46 9 9

Garantie de bonne fin 331 110 182 39 282 307

Autres engagements donnés 2 - 2 - 1 9

Total engagements donnés 1 172 207 585 380 914 691

Gaz de France dispose depuis août 2002 d’une ligne de crédit revolving de 2 milliards d’euros. Ce montant a été porté à 3 milliards d’eurosdepuis février 2005 et son échéance est 2012.



Echéances contractuelles résiduelles des instruments financiers dérivés (hors matières premières) ventilées par devise


Montant des échéances contractuelles * résiduelles nettes par devises de règlement

Total au31.12.2007 2008 2009 2010 2011 2012

Au-delàde 2012

Total au31.12.2006

Total au31.12.2005

1. Contrats dérivés de taux

Swaps de taux d’intérêts

Dollar américain - 11 - 3 - 3 - 3 - 2 - - - 6 - 10

Livre sterling - 1 - - - - - - 1 - -

Euro 125 5 - 5 5 6 104 28 16

Autres - - - - - - - - 4 -

Sous total 113 2 - 3 2 3 6 103 18 4

Autres dérivés sur taux

Dollar américain - - - - - - - - -

Livre sterling - - - - - - - - -

Euro 6 1 1 1 1 1 1 - -

Autres - - - - - - - - -

Sous total 6 1 1 1 1 1 1 - -

Total dérivés de taux 119 3 - 2 3 4 7 104 18 4

2. Contrats dérivés de change

Activité opérationnelle

Change à terme

Dollar américain 33 33 - - - - - 28 -


Euro 32 32 - - - - - - -

Autres - - - - - - - - -

Sous total 65 65 - - - - - 28 -

Autres dérivés de change

Dollar américain - 210 - 178 - 32 - - - - 225 -


Euro - - - - - - - 15 -

Autres 13 13 - - - - - - -

Sous total - 197 - 165 - 32 - - - - 240 -

Total dérivés de change surl’activité opérationnelle - 132 - 100 - 32 - - - - 268 -

Activité de financement

Change à terme

Dollar américain - - - - - - - - 1

Livre sterling - 328 - 328 - - - - - - 12

Euro - - - - - - - - -

Autres (Couronne norvégienne) 582 582 - - - - - 8 -

Sous total 254 254 - - - - - 8 13




Montant des échéances contractuelles * résiduelles nettes par devises de règlement

Total au31.12.2007 2008 2009 2010 2011 2012

Au-delàde 2012

Total au31.12.2006

Total au31.12.2005

Autres dérivés de change

Dollar américain - 88 - 14 - 37 - 37 - - - - -


Euro - - - - - - - - -

Autres - - - - - - - - -

Sous total - 88 - 14 - 37 - 37 - - - - -

Total dérivés de change surl’activité de financement 166 240 - 37 - 37 - - - 8 13

3. Instruments financiers dérivéssur titres - - - - - - - - - 61

Total Instruments financiersdérivés 153 143 - 71 - 34 4 7 104 294 - 44

* Pour les contrats dérivés de taux, le dénouement contractuel est généralement défini par l’échange d’un montant net de trésorerie. Le montant des échéances contractuelles présenté pour lescontrats dérivés de taux correspond au montant de trésorerie net encaissable ou (décaissable) au titre des contrats comptabilisés à l’actif ou au passif du bilan. Pour les contrats dérivés dechange, le dénouement contractuel est généralement défini par l’échange d’un montant brut de devise de transaction du contrat contre un montant brut de devise sous-jacente du contrat. Lemontant des échéances contractuelles présenté pour les contrats dérivés de change correspond au montant brut de trésorerie encaissable ou (décaissable) dans la devise de transaction ducontrat au titre des contrats comptabilisés à l’actif et au passif du bilan.

20.1.3. Risque de taux

Gestion du risque de taux sur l’endettement financier net

Le Groupe centralise les besoins et excédents de trésorerie desfiliales contrôlées et la majorité de leurs besoins de financementexternes, et met en œuvre, sur la position d’endettement netteconsolidée, une politique d’optimisation de son coût definancement, et de gestion de l’impact des variations de tauxd’intérêt sur son résultat financier en utilisant plusieurs typesd’instruments financiers (swaps et options de taux d’intérêts) enfonction des conditions de marché. Le Groupe conserve ainsiune part majoritaire de sa dette à moyen-long terme à taux fixeou swappée à taux fixe, et s’assure que le solde entre la part àtaux variable de sa dette et de ses excédents de trésorerie restefaiblement exposé à une variation des taux d’intérêt à courtterme.

Cette politique permet de limiter très fortement la sensibilité duGroupe à la volatilité des taux d’intérêt.

Le 23 janvier 2006, Gaz de France a conclu avec unétablissement financier une opération de couverture du risquede taux d'intérêt sur la rémunération de ses titres participatifs A.Il s'agit d'un swap à l'échéance du 15 octobre 2035, d'unmontant notionnel de 480 128 216 euros, comprenant 2 périodessuccessives :

(a) jusqu'au 15 octobre 2015, avec un coefficient multiplicateurde 130% du notionnel mentionné ci-dessus, et

(b) de 100% ensuite et jusqu'à l'échéance finale.

Gaz de France reçoit un taux variable égal à une moyenneannuelle du taux CMS 10 ans (Constant Maturity Swap) en euros,et paye un taux fixe all-in de 4,3285 %.

Le taux CMS 10 ans choisi fait apparaître une très bonnecorrélation avec la référence TMO utilisée pour la déterminationdu coupon des titres participatifs, tout en apportant unemeilleure liquidité de marché et une permanence anticipée surla durée de la couverture.

En 2006, Gaz de France a également conclu une opération devariabilisation d’une partie de sa dette obligataire à taux fixe5,125 % à échéance février 2018. Il s’agit d’un swap éligible à lacouverture de juste valeur portant sur un nominal de 80 millionsd’euros, faisant l’objet d’une contre-couverture économique aumoyen d’un cap de même notionnel qui garantit le Groupecontre une hausse des taux d’intérêts au-delà d’un taux fixe de3,230%.

Le placement privé en yen pour un montant nominal de 18millions d’euros (3 milliards de yens) fait l’objet d’un crosscurrency swap euro/yen contre Euribor 3 mois qui, s’il n’est paséligible à la comptabilité de couverture au sens des normesIFRS, constitue néanmoins une couverture économique.

Le Groupe a également souscrit des swaps de taux payeurs tauxfixe / receveurs taux variable pour convertir des emprunts àmoyen et long terme de taux variable à taux fixe. La couverturetotale de ces emprunts s’élève à 949 millions d’euros au31 décembre 2007 :

- Un notionnel total de 699 millions d’euros sur des swaps detaux qualifiés en couverture de flux de trésorerie ;

- Un notionnel de 250 millions d’euros sur des swaps de tauxqui étaient initialement qualifiés en couverture de flux detrésorerie mais dont les critères de couverture comptable enIFRS ne sont plus respectés depuis le quatrième trimestre enraison de la volatilité importante sur les marchés du taux etdu crédit. L’impact sur le compte de résultat de ladéqualification de ces swaps n’est pas significatif au 31décembre 2007.



Enfin, le Groupe a souscrit des swaps de taux à court terme(environ trois mois) pour couvrir le risque de taux sur sesopérations de gestion de trésorerie court terme (placements encertificats de dépôts ou émission de billets de trésorerie). Ils’agit :

• de swaps de taux payeurs taux fixe / receveur taux variablepour un montant notionnel de 50 millions d’euros ;

• de swaps de taux payeurs taux variable / receveur taux fixepour un montant notionnel de 144 millions d’euros.

Gestion du risque de taux de prêts cédés à un fonds communde créances

Par ailleurs, à la suite des cessions à un fonds commun decréances en 2001 et 2003 de prêts au personnel pour accessionà la propriété, Gaz de France a conservé un risque marginal detaux portant sur un notionnel égal à la différence entre leprincipal restant effectivement dû et le principal restant dûthéorique modélisé lors de la cession. L’exposition résiduelle duGroupe ressort à 18 millions d’euros au 31 décembre 2007. Lenominal des swaps de taux correspondants, inscrits au bilan,

s’établit à 120 millions d’euros de swaps payeurs tauxvariable/receveurs taux fixe, et 138 millions d’euros de swapspayeurs taux fixe/receveurs taux variable.

Gestion du risque de taux des filiales du secteur financier

Les opérations de trading à terme du Groupe libellées en euro eten dollars font l'objet d'une couverture économique du risque detaux d'intérêt résiduel au moyen de swaps de taux :

• des swaps de taux fixe payeur / variable receveur pour unmontant notionnel de 262 millions d’euros au 31 décembre2007,

• des swaps de taux fixe receveur / variable payeur pour unmontant notionnel de 138 millions d’euros au 31 décembre2007.

Conformément à leur politique de gestion des risques, lesfiliales du secteur financier qui ont une activité de crédit à laclientèle gèrent leur adossement actifs / passifs au moyen d’unecouverture de juste valeur du risque de taux sur leurs actifs(émis à taux fixe) par des swaps de taux qui leur permettent dese refinancer à taux fixe (notionnel de 246 millions d’euros au 31décembre 2007).

Ventilation des dettes financières par taux (y compris titres participatifs)

AVANT COUVERTURE(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Valeur aubilan En %

Valeur aubilan En %

Valeur aubilan En %

Taux fixe 2 810 47 % 3 044 50 % 2 891 56 %

Taux variable 3 135 53 % 2 984 50 % 2 221 44 %

Total dettes financières 5 945 100 % 6 028 100 % 5 112 100 %

APRÈS COUVERTURE(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Valeur aubilan En %

Valeur aubilan En %

Valeur aubilan En %

Taux fixe 4 178 70 % 3 995 66 % 3 030 59 %

Taux variable 1 767 30 % 2 033 34 % 2 082 41 %

Total dettes financières 5 945 100 % 6 028 100 % 5 112 100 %

Au 31 décembre 2007, la part à taux fixe de la dette brute de Gaz de France est en hausse de 4 % par rapport à l’exercice précédent ets’établit à 4 178 millions d’euros après couverture. A cette date, la part à taux variable (1 767 millions d’euros) était inférieure auxdisponibilités et autres équivalents de trésorerie (2 973 millions d’euros).

20.1.4. Risque de change

Gestion du risque de change de l’activité opérationnelle

S’agissant de la sensibilité de la variation des cours de changesur les opérations commerciales réalisées par le segment Achat– Vente d’énergie, le risque de change euro/dollar sur laperformance du segment Achat – Vente d’énergie résulte desmodes d’indexation des différents contrats d’achat ou de ventede gaz sur les prix des produits pétroliers qui eux-mêmes sontpour la plupart cotés en dollars.

L’exposition au risque de change sur opérations commercialesest encadrée et gérée par :


• la couverture de marge sur les contrats de vente à prix fixes ouindexés par des swaps financiers.



Il existe des décalages temporaires au compte de résultat entrel’impact de la variation du dollar sur les coûtsd’approvisionnement et l’impact de répercussion sur les ventes,notamment l’effet des moyennes mobiles et du cycle destockage/déstockage.

S’agissant des autres devises fonctionnelles dans lesquellesopèrent les entités consolidées en dehors de la zone Euro, il n’ya pas de risque de change associé, matériel à l’échelle duGroupe, dans la mesure où il existe également des mécanismesd’ajustements tarifaires liés à l’évolution des coûtsd’approvisionnement.

Par ailleurs, les Business Units identifient et communiquent à laDirection Financière les expositions transactionnelles qu’ellessupportent (opérations d’arbitrage, contrat de maintenance,…).Ce risque peut alors être couvert par des contrats à terme, desswaps ou des options selon la probabilité de réalisation du fluxfutur.

Gestion du risque de conversion

Le financement des filiales est piloté de manière centralisée parla Direction Financière, ce qui permet une gestion active du

risque de change par l’intermédiaire de prêts intra-groupeconsentis aux filiales dans la devise des cash flows qu’ellesgénèrent.

Afin de limiter l’impact du risque de conversion de certainsdépôts et prêts intragroupes, le Groupe a mis en place destransactions à terme de devises dont les variations de justevaleur viennent neutraliser les écarts de conversion de cesdépôts et prêts. Il s’agit principalement :

• d’achats à terme pour 250 millions de livres sterling ;

• de ventes à terme pour 4 667 millions de couronnesnorvégiennes.

Le Groupe est également exposé au risque de change résultantde la conversion dans les comptes consolidés de la situationnette de ses filiales dont la devise fonctionnelle diffère de cellede la maison-mère. Les écarts de conversion générés par cetteexposition entraînent un impact de 257 millions d’euros en solde(-92 millions d’euros en variation de l’exercice) sur les capitauxpropres au 31 décembre 2007.

Ventilation des dettes financières (y compris titres participatifs) par devise

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

(En millions d’euros)% de la dette

en devises Montant% de la dette

en devises Montant% de la dette

en devises Montant

Euro (EUR) 94 % 5 598 93 % 5 611 90 % 4 632

Dollar américain (USD) 3 % 174 4 % 258 7 % 342

Yen (JPY) N.S. 18 N.S. 19 1 % 58

Livre sterling (GBP) 1 % 28 1 % 39 1 % 36

Autres 2 % 127 2 % 101 1 % 44

Total dettes financières 100 % 5 945 100 % 6 028 100 % 5 112

Les dettes libellées en devises étrangères représentent 6 % du total de la dette, et font, pour partie, l’objet de couvertures de gestion, nonéligibles à la comptabilité de couverture selon les critères de la norme IAS 39. Gaz de France convertit notamment en euros son émissionobligataire privée en yens (JPY), qui représente 18 millions d’euros au 31 décembre 2007.

Ventilation des actifs et passifs du secteur financier par devise

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

(En millions d’euros)% de l’actifen devises

Actifs dusecteur

financier% de l’actifen devises

Actifs dusecteur

financier% de l’actifen devises

Actifs dusecteur

financier

Euro (EUR) 62 % 431 64 % 381 48 % 482

Dollar américain (USD) 12 % 82 12 % 70 8 % 77


Autres - - - - - -

Total actifs du secteur financier 100 % 696 100 % 598 100 % 994



31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

% du passifen devises

Passifs dusecteur

financier% du passifen devises

Passifs dusecteur

financier% du passifen devises

Passifs dusecteur

financier

Euro (EUR) 75 % 525 65 % 315 46 % 514

Dollar américain (USD) - - 3 % 16 4 % 46


Autres - - - - - -

Total passifs du secteur financier 100 % 704 100 % 485 100 % 1 117

Ventilation des instruments financiers dérivés (hors matièrespremières) par devise

Cette information figure dans la Note 20.1.2.

20.1.5. Risques sur titres

Le Groupe a conclu des options croisées d’achat ou de vente detitres du groupe RETI qui lui donnent le droit d’acheter desactions détenues par la contrepartie, et qui donnentsymétriquement à cette contrepartie le droit de vendre cesactions au Groupe.

Ces options sont exerçables entre septembre 2008 et septembre2009, portant sur 29,5% de parts supplémentaires dont lesmodalités de détermination conduisent à une évaluation dumontant de trésorerie décaissable d’environ 155 millionsd’euros.

Le Groupe a également conclu des options croisées avec sonpartenaire sur les 49% de titres Gaselys qu’il ne détient pas. Lesmontants de trésorerie décaissables dans le cas où le Groupedéciderait d’exercer ses options d’acheter, ou dans le cas où lepartenaire déciderait d'exercer ses options de vendre ces titressont estimés au 31 décembre 2007 à 217 millions d'euros. Cesoptions ne sont pas exerçables immédiatement.

Le Groupe s’est engagé à souscrire à de futures augmentationsde capital à hauteur de 17 millions d’euros. Le Groupe s’estégalement engagé à acquérir 100% des sociétés en Italiedétenant sept centrales de cogénération pour un investissementglobal de 226 millions d’euros. Le projet est notammentsubordonné à l’absence de l’exercice du droit de préemption parles actionnaires minoritaires pour deux des sept centrales.

Les principales lignes d’actions détenues par le Groupe au31 décembre 2007 sont :

• un total de 8,05 millions d’actions Suez, dont le cours coté auNYSE-Euronext au 31 décembre 2007 était de 46,57 EUR paraction,

• un total de 75,0 millions d’actions Petronet dont le cours cotéau NSE (National Stock Exchange of India) au 31 décembre2007 était de 107,35 INR par action,

• un total de 34,7 millions d’actions Enbridge détenues via legroupe Noverco qui est lui-même détenu à hauteur de 17,56%et mis en équivalence. Le cours des actions Enbridge cotéesau TSX (Toronto Stock eXchange) au 31 décembre 2007 était de40,01 CAD par action.

Ces titres sont tous comptabilisés en actifs disponibles à lavente et évalués en juste valeur par le biais des capitauxpropres.

Note 20.2 – Risques sur matières premières

Les instruments dérivés sur matières (gaz naturel, pétrole etélectricité) détenus par le Groupe consistent principalement enswaps, contrats à terme (futures) et options souscrits par lamaison-mère pour gérer son risque de prix. La plupart de cesinstruments est négociée auprès des tiers par l'intermédiaire dela filiale spécialisée Gaselys, consolidée en intégrationproportionnelle à 51%.

Ces instruments dérivés entrent plus particulièrement dans lagestion des risques associés aux opérations :

• d'ingénierie de prix destinées à répondre à l'attente croissantedes clients en matière de gestion du risque de prix sur le gazou l'électricité. Ils visent principalement à garantir une margecommerciale, quelle que soit l'évolution des indices matièresentrant dans le prix proposé aux clients, même lorsqu'ilsdiffèrent des indices matières auxquels est exposél'approvisionnement du Groupe ;

• d’optimisation du coût des approvisionnements. En effet, lesapprovisionnements en énergie, les actifs de productiond’électricité et les actifs ou réservations de capacité detransport et de stockage disponibles et non nécessaires à lafourniture des clients sont systématiquement valorisés sur lesmarchés.

Dans le cadre de ses activités de trading, le Groupe a égalementsouscrit des contrats à terme (futures) sur gaz naturel, surpétrole et sur électricité pour lesquels il peut procéder à unelivraison financière ou physique selon les besoins de son bilanénergie.



S’agissant de la sensibilité de la variation des prix des matièrespremières sur les opérations commerciales réalisées par lesegment Achat – Vente d’énergie, le risque de prix des matièrespremières sur la performance du segment Achat – Vented’énergie résulte des modes d’indexation des différents contratsd’achat ou de vente de gaz sur les prix des produits pétroliers oudu gaz naturel.

Dans le cadre de la mise en œuvre du concept de net-back dansl’élaboration des formules de prix d’achat, le mécanisme defixation du prix des contrats d’achat de gaz long terme reposesur une logique de valorisation par rapport aux énergiesconcurrentes du gaz naturel. Les formules de prix des contratsd’achat de gaz long terme sont exprimées sous la forme d’uneconstante à laquelle s’ajoutent un ou plusieurs termesd’indexation mensuels, dont la plupart sont des produitspétroliers. Ces termes d’indexation « pétrole » sont lissés pardes mécanismes de moyennes mobiles sur des périodes allantde 6 à 12 mois.

L’exposition au risque de prix des matières premières suropérations commerciales est encadrée et gérée par :


• la couverture de marge sur les contrats de vente à prix fixes etindexés par des swaps financiers.

Il existe des décalages temporaires au compte de résultat entrel’impact de la variation du prix des matières premières sur lescoûts d’approvisionnement et l’impact de répercussion sur lesventes, notamment l’effet des moyennes mobiles et du cycle destockage/déstockage.

Echéances contractuelles résiduelles des instruments financiers dérivés sur matières premières ventilées par devise et par sous-jacent

Echéances contractuelles * résiduelles nettes

(En millions d’euros)Total au

31.12.2007 2008 2009 2010 2011 2012Au-delà de

2012Total au

31.12.2006Total au

31.12.2005

Gaz naturel et Electricité

Dollar américain - 12 - 14 2 - - - - 16 6

Livre sterling - 1 632 - 434 - 282 - 320 - 265 - 52 - 279 - 917 171

Euro - 2 009 - 201 - 285 - 121 70 - 205 - 1 267 - 2 648 - 278

Sous total Gaz naturel et Electricité - 3 653 - 649 - 565 - 441 - 195 - 257 - 1 546 - 3 549 - 101

Pétrole et Autres

Dollar américain - 174 - 34 - 70 - 52 - 18 - - - 55 114

Livre sterling 8 4 3 1 - - - 1 -

Euro 281 41 25 27 188 - - 22 129

Sous total Pétrole et Autres 115 11 - 42 - 24 170 - - - 32 243

Total instruments financiers dérivés surmatières premières - 3 538 - 638 - 607 - 465 - 25 - 257 - 1 546 - 3 581 142

* Le montant des échéances contractuelles correspond au montant net de trésorerie encaissable ou (décaissable) au titre des contrats dérivés.Dans le cas des contrats à terme sur matières premières, le dénouement contractuel est défini par le règlement d’un montant brut de trésorerie en échange d’une livraison physique du sous-jacent. Pour ces contrats, le montant des échéances contractuelles correspond au montant contractuel de trésorerie.

Effet des appels de marge sur le risque de crédit lié àl’activité sur matières premières du Groupe

Les conventions d’appels de marge sont des contratsnormalisés de réduction du risque de crédit, qui sont conclussoit avec la chambre de compensation d’un marché organisésoit bilatéralement avec une contrepartie en gré-à-gré.

Les conventions d’appels de marge négociées par le Groupedans le cadre de ses activités sur matières premières luipermettent généralement de compenser tout ou partie de sesengagements avec la chambre de compensation d’un marchéorganisé ou une contrepartie en gré-à-gré, et le conduisent àrecevoir ou à verser périodiquement auprès de la chambre decompensation ou de la contrepartie en gré-à-gré uncomplément de dépôt de garantie correspondant à la variationde sa position nette de contrepartie évaluée en Mark-to-Market,lorsque l’amplitude de cette variation excède les seuils convenusau contrat.

Le montant d’appels de marge comptabilisé au bilan du Groupeà la clôture dépend ainsi du volume d’en cours des transactionsqui font contractuellement l’objet d’un appel de marge, de lavariation des cours du marché par rapport au prix négocié pources transactions et des règles d’ajustement périodique de cesappels de marge.

De plus, les appels de marge peuvent porter non seulement surdes contrats dérivés sur matières premières, mais aussi sur descontrats d’achat ou de vente d’électricité ou de gaz naturel quiferont l’objet d’une livraison physique et qui sont considérésdans l’activité dite « normale » du Groupe. Dans ce dernier cas,le montant des appels de marge au titre de ces contratscorrespond :

• au Mark-to-Market pour la période allant de la date denégociation de ces contrats jusqu’à la date de livraisonphysique du sous-jacent ;



• au montant de créance ou de dette commerciale hors taxeentre la date de la livraison physique du sous-jacent et la datede règlement du contrat.

En pratique la périodicité et les seuils d’ajustement des appelsde marge sont tels que l’écart entre solde des appels de margeet position nette des transactions faisant l’objet d’appels demarge reste peu significatif.

Détail des instruments financiers sur matières premières faisant l’objet d’un appel de marge :

(En millions d’euros) 31.12.2007 31.12.2006 Variation

Contrats dérivés sur opérations commerciales 118 138 - 20

Actifs et passifs non dérivés faisant l’objet d’un appel de marge (montants hors taxes)

Créances clients ou dettes fournisseurs - 47 - 28 - 19

Actifs et passifs du secteur financier - 50 - 49 - 1

Sous total Actifs et passifs non dérivés - 97 - 77 - 20

Juste valeur nette des contrats dans l’activité « normale » faisant l’objet d’un appel demarge 116 - 447 + 563

Position nette exposée au risque de crédit, avant Appels de marge 137 - 386 + 523

Appels de marge versés ou reçus

Autres créances et Autres dettes 6 299 - 293

Actifs et passifs du secteur financier 80 234 - 154

Sous total Appels de marge 86 533 - 447

Position nette exposée au risque de crédit, après Appels de marge 223 144 + 79

Engagements relatifs aux matières premières

Engagements relatifs au gaz naturel et à l’électricité

L’approvisionnement du gaz en Europe s’opère en grande partiegrâce à des contrats « take-or-pay » long terme. Cesengagements long terme rendent possible le financementd’infrastructures de production et de transport coûteuses. Selonces contrats, le vendeur s’engage à long terme à servirl’acheteur, moyennant un engagement de ce dernier à payer desquantités minimales qu’il en prenne livraison ou non. Cesengagements sont assortis de dispositions de sauvegarde (forcemajeure) et de flexibilité de volume permettant de gérer lesaléas (principalement climatiques) de la demande ainsi que lesaléas techniques.

Afin d’avoir la garantie de disposer dans les années à venir desquantités de gaz nécessaires à l’approvisionnement de sesclients, Gaz de France a recours dans une forte proportion (del’ordre de 80% de son portefeuille d’approvisionnements) à cetype de contrats.

La compétitivité de ces contrats est assurée par des formules deprix indexées et par des mécanismes de révision de prix. LeGroupe réalise la majeure partie de ses achats dans le cadre deces contrats. Au 31 décembre 2007, les engagements du Groupeétaient de 45 milliards de mètres cubes pour l’année 2008, 172milliards de mètres cubes pour la période allant de 2009 à 2011et 471 milliards de mètres cubes pour 2011 et au-delà.

Par ailleurs, Gaz de France a souscrit des achats et ventes àterme de gaz naturel, principalement à échéance inférieure à un

an, dans le cadre de son activité de Négoce : achats et ventes degaz sur marché court terme et offres avec ingénierie de prix auxclients industriels.

Au 31 décembre 2007, les engagements de Gaz de France sontde 6,3 milliards de mètres cubes d’achats à terme et de1,5 milliards de mètres cubes de ventes à terme.

A la demande de la Direction Générale de la Concurrence de laCommission Européenne et de la Commission de Régulation del’Energie (CRE), Gaz de France met en œuvre un programme decession temporaire de gaz (« gas release ») sur le Pointd’Echange de Gaz (PEG) de la zone Sud du réseau de transporten France. Cette cession temporaire a commencé au cours del’année 2005 et porte sur 15 TWh par an pendant trois ans.

Pour satisfaire ses engagements d’enlèvement de volume, leGroupe a été conduit à conclure des contrats à long terme deréservation de capacités de transport terrestre et maritime et deregazéification.

Par ailleurs, les filiales du segment Exploration-Production sesont engagées à mettre à disposition de leurs clients desquantités minimales de gaz naturel. L’engagementcorrespondant s’élève à 18 milliards de mètres cubes au31 décembre 2007, dont 4 milliards de mètres cubes à moinsd’un an.

Dans le cadre de son activité de trading, Gaz de France aégalement souscrit des achats et des ventes à termed’électricité, ainsi que des achats optionnels d’électricité. Au31 décembre 2007, les engagements de Gaz de France sont de18,5 TWh pour les achats à terme, de 4,2 TWh pour les ventes àterme et de 2,3 TWh pour les achats optionnels.



Le tableau ci-dessous présente l'évolution des engagements relatifs au gaz naturel et à l’électricité :

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Contrats « take or pay » long terme de gaz naturel (en milliards de m3) :

à 1 an 45 47 51

de 1 an à 4 ans 172 132 191

4 ans et au-delà 471 518 382

“Gas release” (en TWh) 11 25 38

Contrats d’achat à terme de gaz naturel (en milliards de m3) 6,3 1,2 2

Contrats de vente à terme de gaz naturel (en milliards de m3) 1,5 N.S. N.S.

Contrats d’achat à terme d’électricité (en TWh) 20,8 14,8 9,7

Dont achats fermes 18,5 9,9 3,9

Dont achats optionnels 2,3 4,9 5,8

Contrats de vente à terme d’électricité (en TWh) 4,2 1,1 2,1

Secteur Exploration-Production (en milliards de m3) :

Engagements de mise à disposition de gaz naturel 18 16 18

Dont à moins d’un an 4 3 4

Note 20.3-Sensibilité du résultat et des capitaux propresaux risques de marché

Pour son activité, le Groupe a recours à des instrumentsfinanciers dont l’évaluation est sensible aux risques de marché.

Ces instruments financiers exposés aux risques de marchécomprennent principalement :

• Les créances et dettes commerciales libellées en une devisedifférente de la devise de fonctionnement de l’entité qui lesporte, suite à des transactions négociées par le Groupe dans lecadre de l’ensemble de ses métiers. L’évaluation au bilan deces actifs et passifs financiers non dérivés au coût amorti estsensible aux parités de change (EUR/USD ou EUR/GBP) entrela devise de transaction et l’euro ;

• Les swaps financiers, les contrats optionnels ou les contrats àterme (forwards ou futures) sur des sous jacents matièrespremières (gaz naturel, électricité, pétrole) négociés dans lecadre de son activité d’achat / vente d’énergie. L’évaluation aubilan de ces contrats dérivés en juste valeur est sensible :

– au cours des matières premières (gaz naturel, électricité oupétrole) en raison du sous jacent physique échangé audénouement du contrat, ou en raison de l’indexation du prixdu contrat sur le cours des matières premières ;

– aux parités de change (EUR/USD ou EUR/GBP) en raison dela devise de règlement du contrat lorsque celle-ci estdifférente de la devise de fonctionnement de l’entité, ou enraison de l’indexation du prix du contrat sur le cours dechange entre la devise de cotation des matières premièressous jacentes et la devise de règlement du contrat ;

• Les contrats d’emprunt à taux variable, les swaps financiers,ou les contrats optionnels négociés par le Groupe dans le

cadre de son activité de financement. L’évaluation au bilan deces instruments financiers soit au coût amorti, soit en justevaleur est sensible :

– au niveau des taux d’intérêts ;

– aux parités de change (EUR/USD ou EUR/GBP) en raison dela devise de règlement du contrat lorsque celle-ci estdifférente de la devise de fonctionnement de l’entité ;

• Les contrats à terme fermes ou optionnels de change négociéspar le Groupe soit dans le cadre de son activité commerciale,soit dans le cadre de ses activités de financement oud’investissement. L’évaluation au bilan de ces contrats dérivésen juste valeur est sensible aux parités de change (EUR/USDou EUR/GBP).

Les tableaux ci-dessous donnent, à la date de clôture, lasensibilité du résultat et des capitaux propres recyclables avantimpôt du Groupe aux principaux risques de marché auxquels leGroupe est exposé du fait des instruments financierscomptabilisés à son bilan.

En revanche, ces tableaux ne prennent pas en compte lesexpositions aux risques de marché relatives :

• Aux éléments non financiers du bilan (investissements nets àl’étranger, stocks de matières premières, etc.) ;

• Aux prêts et dépôts intragroupes en devises ;

• Aux transactions futures et aux engagements fermes relatifs àdes contrats exclus du champ d’application de la norme IAS 39(contrats d’approvisionnement ou de vente de gaz naturel oud’électricité considérés dans l’activité « normale » du Groupe,contrats de prestation de service ou de location simple, etc.).



Lorsque ces éléments font l’objet d’une couverture de flux detrésorerie, leur sensibilité viendra compenser la sensibilitéindiquée sur les capitaux propres du Groupe au titre descontrats dérivés qualifiés en couverture de flux de trésorerie.

Du fait de la faible proportion de contrats dérivés optionnelsdans les portefeuilles du Groupe, l’analyse de sensibilitéprésentée est représentative du risque total.

20.3.1 Sensibilité au risque de taux d’intérêts

L’effet sur le compte de résultat du Groupe d’une augmentationdes taux d’intérêts dans le cas d’un choc uniforme surl’ensemble des cours à terme de +50 points de base serait de-2,4 millions d’euros avant impôts au 31 décembre 2007 (-10,3millions d’euros au 31 décembre 2006 et +2,2 millions d’eurosau 31 décembre 2005).

Cette effet résulte de l’exposition nette après couverture del’ensemble des actifs et passifs financiers du Groupe exposés aurisque de taux d’intérêt.

Dans le cas d’un tel choc, les contrats dérivés de taux qualifiésen couverture de flux de trésorerie du risque de taux desemprunts du Groupe génèrent un complément d’exposition descapitaux propres du Groupe qui s’élève à +19,6 millions d’eurosavant impôts au 31 décembre 2007 (+15,5 millions d’euros au31 décembre 2006 et non significative au 31 décembre 2005).

20.3.2. Sensibilité au risque de change

La sensibilité au risque de change EUR/USD et EUR/GBP sur lesactifs et passifs non financiers provient principalement de detteslibellées en devise vis à vis de fournisseurs de gaz naturel duGroupe.

Comme indiqué plus haut, l’exposition au risque de change liée àces dettes en devise est encadrée et gérée par :


• la couverture de marge sur les contrats de vente à prix fixespar des swaps financiers.

Au 31 décembre 2007, la sensibilité du compte de résultat aurisque de change EUR/GBP et EUR/NOK est principalement liéeaux opérations de couverture économique des écarts deconversion des prêts et dépôts intragroupes.

La sensibilité des capitaux propres avant impôt du Groupe aurisque de change EUR/USD provient principalement des contratsdérivés sur matières premières libellés dans la devise de l’entitémais dont les formules de prix contiennent des indexationspétrole d’une part et EUR/USD d’autre part, qui sont qualifiés encouverture de flux de trésorerie des contratsd’approvisionnements ou de ventes de gaz naturel indexés sur lecours d’un ou de plusieurs produits pétroliers.

Ainsi Gaz de France est acheteur net de contrats dérivés decouvertures sur achats et ventes de gaz naturel qui sontsensibles au risque de change EUR/USD parce que les sous-jacents de ces contrats dérivés sont des produits pétrolierscotés en dollars. Le montant des flux futurs de trésoreriecouverts au moyen de ces swaps peut varier fortement d’unexercice à l’autre d’une part en fonction de l’évolution desvolumes nets de transactions nécessitant une couverture, etd’autre part en fonction de l’évolution des cours des produitspétroliers sur lesquels est indexé le prix de ces transactions.Ces variations se traduisent par de fortes variations de lasensibilité des portefeuilles de contrats dérivés au risque dechange EUR/ USD, en revanche elles n’ont pas d’effet significatifsur l’exposition nette des flux de trésorerie du Groupe aprèscouverture.

Effet d’une variation de la parité EUR/USD de +0,10 USD pour 1,00 EUR :

(En millions d’euros avant impôts)

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Résultat

Capitauxpropres

recyclables Résultat

Capitauxpropres


Capitauxpropres

recyclables

Risque de change EUR/USD +0,10 USD pour1,00 EUR

Actifs et passifs financiers non dérivés + 32,4 - + 29,0 - + 33,9 -

Contrats dérivés qualifiés en couverture de flux detrésorerie - - 45,0 - - 78,4 - - 17,3

Contrats dérivés détenus à des fins de couvertureéconomique mais non qualifiés en couverture + 20,4 - - 6,1 - - 20,8 -

Contrats dérivés détenus à des fins d’arbitrage - 3,6 - - 1,3 - + 1,9 -

Total risque de change EUR/USD + 49,2 - 45,0 + 21,6 - 78,4 + 15,0 - 17,3



Effet d’une variation de la parité EUR/GBP de +0,10 GBP pour 1,00 EUR :


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Résultat

Capitauxpropres


Capitauxpropres


Capitauxpropres

recyclables

Risque de change EUR/GBP +0,10 GBP pour1,00 EUR

Actifs et passifs financiers non dérivés + 5,8 - + 14,3 - + 6,5 -

Contrats dérivés qualifiés en couverture de flux detrésorerie - - - + 1,1 - -

Contrats dérivés détenus à des fins de couvertureéconomique mais non qualifiés en couverture - 36,7 - - 0,1 - + 4,2 -

Contrats dérivés détenus à des fins d’arbitrage - - + 2,3 - - -

Total risque de change EUR/GBP - 30,9 - + 16,5 + 1,1 + 10,7 -

L’effet sur le compte de résultat du Groupe d’une variation de laparité EUR/NOK de +0,80 NOK pour 1,00 EUR serait de +53,0millions d’euros avant impôts au 31 décembre 2007 (pas d’effetsignificatif au 31 décembre 2006 ni au 31 décembre 2005).Comme mentionné précédemment, cet effet est principalementlié aux opérations de couverture économique des écarts deconversion des prêts et dépôts intragroupes.

20.3.3. Sensibilité au risque de prix des produits pétroliers

La sensibilité des capitaux propres avant impôt du Groupe aurisque pétrole provient principalement des contrats dérivés surmatières premières qualifiés en couverture des flux detrésorerie des contrats d’approvisionnements ou de ventes degaz naturel indexés sur le cours d’un ou de plusieurs produitspétroliers.

Le montant important de l’exposition nette des capitaux propresdu Groupe reflète une proportion de volumes d’achats indexésplus importante que la proportion de volumes de ventesindexées, l’écart correspondant à des ventes à prix fixe nefaisant donc pas l’objet de couvertures sur le risque de prix devente.

Ainsi Gaz de France est acheteur net de contrats dérivés decouvertures sur achats et ventes de gaz naturel qui sontsensibles au risque de prix des produits pétroliers parce que lessous-jacents de ces contrats dérivés sont des produitspétroliers. Le montant des flux futurs de trésorerie couverts aumoyen de ces swaps peut varier fortement d’un exercice àl’autre en fonction de l’évolution des volumes nets detransactions nécessitant une couverture. Ces variations setraduisent par de fortes variations de la sensibilité desportefeuilles de contrats dérivés au risque de prix des produitspétroliers, en revanche elles n’ont pas d’effet significatif surl’exposition nette des flux de trésorerie du Groupe aprèscouverture.

Effet d’une augmentation des prix du pétrole dans le cas d’unchoc uniforme sur les cours à terme du Brent Daté de+10,00 USD/bbl, ainsi que d’une augmentation équivalente surchaque autre produit pétrolier présent dans le bilan de Gaz deFrance estimée par le produit entre le choc appliqué sur leBrent Daté et la pente de régression linéaire entre les prixrespectifs de chaque produit pétrolier et ceux du Brent Daté :

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

(En millions d’euros avant impôts) Résultat

Capitauxpropres


Capitauxpropres


Capitauxpropres

recyclables

Risque Pétrole +10,00 USD/bbl

Contrats dérivés qualifiés en couverture de flux detrésorerie - + 69,3 - + 162,2 - + 40,7

Contrats dérivés détenus à des fins de couvertureéconomique mais non qualifiés en couverture - 25,2 - + 13,4 - + 41,5 -

Contrats dérivés détenus à des fins d’arbitrage - 2,1 - - 2,4 - - 7,9 -

Total risque Pétrole - 27,3 + 69,3 + 11,0 + 162,2 + 33,6 + 40,7



20.3.4. Sensibilité au risque de prix du gaz naturel

Effet d’une augmentation des prix du gaz naturel dans le cas d’un choc uniforme sur les cours à terme de +3,00 EUR/MWh, quelque soit lepoint de marché retenu (NBP en Grande-Bretagne, Hub de Zeebrugge en Belgique, etc.) :


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Résultat

Capitauxpropres


Capitauxpropres


Capitauxpropres

recyclables

Risque Gaz naturel +3,00 EUR/MWh

Contrats dérivés qualifiés en couverture de flux de trésorerie - + 11,3 - - 23,7 - - 14,8

Contrats dérivés détenus à des fins de couvertureéconomique mais non qualifiés en couverture + 42,1 - - 2,5 - - 15,1 -

Contrats dérivés détenus à des fins d’arbitrage - 27,8 - - 16,6 - + 6,7 -

Total risque Gaz naturel + 14,3 + 11,3 - 19,1 - 23,7 - 8,4 - 14,8

20.3.5. Sensibilité au risque de prix de l’électricité

Effet d’une augmentation des prix de l’électricité dans le cas d’un choc uniforme sur les cours à terme de +5,00 EUR/MWh, quelque soit lemarché national retenu (France, Grande-Bretagne, Allemagne, Espagne, etc.) :


31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Résultat

Capitauxpropres


Capitauxpropres


Capitauxpropres

recyclables

Risque Electricité +5,00 EUR/MWh

Contrats dérivés qualifiés en couverture de flux de trésorerie - - 9,9 - - 3,0 - - 8,7

Contrats dérivés détenus à des fins de couvertureéconomique mais non qualifiés en couverture - 0,9 - + 0,2 - - -

Contrats dérivés détenus à des fins d’arbitrage - 2,4 - + 0,1 - + 19,4 -

Total risque Electricité - 3,3 - 9,9 + 0,3 - 3,0 + 19,4 - 8,7

7 – TABLEAU DES FLUX DE TRÉSORERIE

Note 21 – Tableau des flux de trésorerieRéconciliation des investissements d’équipement avec le bilan

(En millions d’euros) Note 31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Acquisitions d’actifs incorporels 11 666 562 576

Acquisitions d’actifs corporels 12 2 003 1 837 1 234

Acquisition en location-financement - 10 - 143 - 9

Autres - 107 - 87 - 52

Investissements d’équipement 2 552 2 169 1 749

Opérations d’investissement et de financement sans incidence sur la variation de trésorerie de l’exercice


Acquisition en location-financement 10 143 9

Investissements corporels AES Energia Cartagena - 671 -



8 – AUTRES INFORMATIONS

Note 22 – Informations relatives auxparties liées

Note 22 – 1 Transactions avec les personnes morales

Le groupe a conclu diverses transactions avec des sociétés liéesqui ont toutes été réalisées dans le cadre normal de sesactivités.

Conformément à la politique du Groupe, ces opérations sontréalisées aux conditions courantes de marché. Ellescomprennent :

• les relations de nature commerciale ou financière entre Gaz deFrance et ses filiales, conformément aux pratiqueshabituellement retenues pour des opérations réalisées entresociété mère et sociétés affiliées, principalement achats etventes d’énergie et opérations de centralisation de trésorerie ;

• les relations avec EDF, avec lequel existent un certain nombrede services communs, ayant trait principalement aux activitésopérationnelles du service public de proximité à travers lastructure EDF Gaz de France Distribution et à la gestion dupersonnel ;

• les prestations de fourniture d’énergie et de services associésaux collectivités territoriales et services de l’Etat.

Relations avec EDF

Gaz de France et EDF ont signé le 18 avril 2005 une conventiondéfinissant leurs relations concernant les activités dedistribution d’EDF Gaz de France Distribution suite à la créationau 1er juillet 2004, de l'opérateur commun des réseaux dedistribution d’électricité et de gaz dénommé EDF Gaz de FranceDistribution (« EGD »).

Les activités d’EGD sont exercées dans des conditions quigarantissaient la séparation comptable et les intérêtsstratégiques de chaque groupe. Certaines charges peuvent êtred’abord comptabilisées dans les comptes de l’une des deuxentreprises et ensuite donner lieu à refacturation à l’autreentreprise, notamment :

• les prestations de main d’œuvre ;

• les prestations de service portant principalement surl’informatique, les télécommunications ainsi que des servicesautomobiles.

A partir du 31 décembre 2007 les activités ne sont plus portéespar EDF et Gaz de France SA : en application de la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie quiprévoit la filialisation des réseaux de distribution de gaz naturelet d’électricité portés par les opérateurs historiques, Gaz deFrance SA et GrDF ont conclu en date du 20 juillet 2007 uncontrat de cession par Gaz de France SA à sa filiale GrDF de

l’activité de gestionnaire de réseaux de distribution de gaznaturel avec une date d’effet au 31 décembre 2007.

Par ailleurs, après avoir remporté l’appel d’offres lancé par RTEen février 2005 relatif à la construction et l’exploitation d’unecentrale électrique située Saint- Brieuc d'une capacité deproduction d'environ 200 MWel, Gaz de France et RTE ont signéle 6 décembre 2006 un contrat de réservation de productionélectrique prenant effet à partir de 2010.

Relations avec la CNIEG (Caisse Nationale des IndustriesElectriques et Gazières)

La CNIEG qui gère l'ensemble des pensions de vieillesse,d'invalidité et de décès pour les agents d'EDF, Gaz de France etdes Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont décrites dans lanote 17.

Relation avec l’Etat

L’Etat détient 79,8 % du capital de Gaz de France SA depuisl’ouverture du capital de la société le 8 Juillet 2005. L’État a ainsila faculté, comme tout actionnaire majoritaire, de contrôler lesdécisions sociales requérant l’approbation des actionnaires.

Conformément à la législation applicable à toutes lesentreprises dont l’État est l’actionnaire majoritaire, Gaz deFrance est soumise à certaines procédures de contrôle,notamment au contrôle économique et financier de l’État, auxprocédures de contrôle de la Cour des comptes et du Parlement,ainsi qu’aux vérifications de l’Inspection générale des finances.

Les missions de service public dans le secteur de l’énergie sontdéfinies par la loi du 3 janvier 2003. Leur mise en oeuvre passe,s’agissant de Gaz de France, par un contrat de Service Public, enapplication de l’article 1er de la loi du 9 août 2004.

Le contrat, tel qu’approuvé par le conseil d’administration deGaz de France le 22 mars 2005, a été signé entre Gaz de Franceet l’État le 10 juin 2005. Il rappelle les obligations de servicepublic auxquelles la Société est soumise et met l’accent surcertaines d’entre elles, comme la sécurité d’approvisionnementet la continuité de fourniture ou la sécurité industrielle. Ilcontient en outre des dispositions relatives aux moyens quidoivent être mis en place par l’opérateur pour assurer l’accès auservice public des clients (y compris des clients démunis) ainsiqu’à la politique de recherche et développement et à laprotection de l’environnement. Par ailleurs, il fixe les principesd’évolution pluriannuelle des tarifs de distribution publique.

Note 22 – 2 Transactions avec les membres du Conseild’Administration et du Comité Exécutif

Les membres du Conseil d’Administration qui sont salariés deGaz de France ainsi que les membres du Comité Exécutifreçoivent une rémunération consistant en salaires bruts,primes, intéressement, abondement et avantages en nature. Ilsont bénéficié de l’offre réservée aux salariés dans le cadre del’ouverture du capital de Gaz de France, dans des conditionsidentiques à celles réservées à l’ensemble des salariés.



(En milliers d’euros) 2007 2006 2005

Avantages court terme hors charges patronales (1) 4 064 3 794 3 346

Avantages court terme : charges patronales 1 479 1 398 1 335

Avantages postérieurs à l’emploi (2) 700 634 544

Autres avantages à long terme (2) 53 103 66

(1) inclut les salaires bruts, rémunérations, primes, intéressement, abondement et avantages en nature versés au cours de l’exercice.(2) coût des services rendus.

Par ailleurs, les membres du Conseil d’Administration qui sontélus par l’Assemblée Générale reçoivent des jetons de présence.Les jetons de présence versés en 2007 s’établissent à 139milliers d’euros (105 milliers d’euros en 2006 et 21 milliersd’euros en 2005).

Note 23 – Événements postérieurs à laclôture de la période

Réforme du régime des retraites

Conformément au « Document d’orientation relatif à la réformedes régimes spéciaux de retraite » émis par le Ministère dutravail, des relations sociales et de la solidarité en date du 10octobre 2007, le régime spécifique de retraite des industriesélectriques et gazières a été modifié par décret n° 2008-69 du 22janvier 2008. Ce décret permet d’aligner, à l’issue d’une phasetransitoire, le régime des IEG sur celui de la Fonction Publique.

Les modifications apportées entrent en vigueur au 1er juillet2008 et concernent essentiellement :

• l’allongement de la durée de cotisation,

• la mise en place d’un mécanisme de décote et de surcote,

• les modalités de revalorisation des pensions.

Pendant la phase transitoire, la durée de cotisation nécessairepour bénéficier d’une retraite à taux plein jusqu’alors fixée à 150trimestres augmente progressivement pour atteindre 160trimestres le 1er décembre 2012. Ensuite, elle évoluera commecelle du régime de la Fonction Publique.

La décote consiste en l’application d’une pénalité financièrepour les salariés qui n’ont pas atteint la durée d’assurancenécessaire à l’obtention d’une pension à taux plein. A l’inverse,la surcote correspond à une majoration de pension applicableaux salariés qui prolongent leur activité au-delà de 60 ans et de160 trimestres de durée d’assurance, sous certaines conditions.

La revalorisation des pensions et des rentes d’invalidité seracalculée, à compter du 1er janvier 2009, sur la base de l’indicedes prix à la consommation hors tabac.

Dans le cadre de la refonte du régime de retraite et selon lesprincipes posés par le Document d’Orientation, un premieraccord a parallèlement été signé le 29 janvier 2008 pour la

branche des IEG. Il prévoit notamment une revalorisation dusalaire national de base sur 2008 applicable aux actifs et auxretraités, un aménagement de la grille de rémunération et lamodification des indemnités de fin de carrière. D’autresnégociations se poursuivent et d’autres accords pourront êtreconclus dans les prochains mois, notamment sur la prise encompte des spécificités des métiers.

Le chiffrage de l’ensemble de la réforme, incluant les mesuresd’accompagnement, et de son impact dans les comptes de Gazde France est en cours.

Rachat d’actions

L’Assemblée générale mixte de Gaz de France du 23 mai 2007 aautorisé, dans sa sixième résolution, le Conseil d’administrationà racheter des actions de Gaz de France dans la limite de 5%des actions composant son capital. Le prix maximal de rachatfixé par l’Assemblée générale s’élève à 50 euros par action horsfrais d’acquisition.

Le Conseil d’administration de Gaz de France, réuni en date du19 décembre 2007 a décidé la mise en œuvre d’un programmede rachat d’actions de Gaz de France en vue de leur annulation.Ce programme a été fixé au maximum à 24 500 000 actions soitenviron 2,5 % du capital de Gaz de France et pourraitreprésenter un montant maximal de 1 225 millions d’euros horsfrais d’acquisition. Ce programme, commencé en janvier 2008,s’achèvera au plus tard le 23 novembre 2008.

Contrôle fiscal en cours

Gaz de France fait actuellement l’objet d’un contrôle fiscal surles exercices 2004 et 2005. Le contrôle est en cours et lesvérifications se poursuivent.

Les vérificateurs ont souhaité interrompre la prescription autitre de l'année 2004 en envoyant en décembre 2007 un courrierd’observations qui porte notamment sur la taxe professionnelle.Gaz de France estime toutefois que sa position est justifiée etaucune provision n'a été comptabilisée à ce titre.

Terminal méthanier en construction de Fos Cavaou

Suite à un accident lors d’essais préalables à la mise en servicedu terminal menés le 12 février 2008 sous le contrôle duconsortium Sofregaz – Saipem – Tecnimont, la mise en servicedu terminal, jusqu’alors prévue pour le second semestre 2008,est repoussée au premier semestre 2009.



Note 24 – Périmètre

Pourcentage d’intérêt

Sociétés PaysMéthode

2007Décembre

2007Décembre

2006Décembre

2005

GAZ DE FRANCE FranceSociété

mèreSociété

mèreSociété

mèreSociété

mère

Pôle Fourniture d’énergie et de services


Groupe GDF Britain Royaume-Uni I.G. 100,00 100,00 100,00

Efog (1) Royaume-Uni I.P. 22,50 22,50 22,50

GDF Production Nederland Pays-bas I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Holding Noordze Pays-Bas I.G. 100,00 100,00 100,00

N.G.T. Pays-Bas I.P. 38,57 38,57 38,57

GDF Exploration Algeria Pays-bas I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Exploration Egypt Pays-bas I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Exploration Germany Pays-bas I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Exploration Lybia Pays-bas I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Exploration Mauritania Pays-bas I.G. 100,00 100,00 -

GDF Exploration UK Pays-bas I.G. - Dissoute 100,00

GDF Participation Nederland Pays-bas I.G. 100,00 100,00 100,00

Groupe E.E.G. Allemagne I.G. Fusionnée 100,00 100,00

Groupe GDF Production Exploration Deutschland Allemagne I.G. 100,00 100,00 100,00

Gaz de France Norge Norvège I.G. 100,00 100,00 100,00

Production North Sea Netherlands Etats-Unis I.G. 100,00 100,00 100,00

Enerci Côte d’Ivoire I.G. 100,00 - -

GDF Investments Netherlands Royaume-Uni I.G. - Dissoute 100,00

Investments Gas Holdings Royaume-Uni I.G. - Dissoute 100,00

Achat-Vente d’énergie

Messigaz France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF International Trading France I.G. 100,00 100,00 100,00

G.D.F. Armateur France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Armateur 2 France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Méthane Investissements 2 France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Méthane Investissements 3 France I.G. 100,00 100,00 100,00

GazTransport et Technigaz France M.E.E. 40,00 40,00 40,00

Méthane Transport France I.P. 50,00 50,00 50,00

NYK Armateur France I.P. 40,00 40,00 40,00

Gaselys France I.P. 51,00 51,00 51,00

Gaselys UK Royaume-Uni I.P. Cédée 51,00 51,00





2007Décembre

2007Décembre

2006Décembre

2005

Groupe GDF Energy Supply & Solutions Royaume-Uni I.G. 100,00 100,00 100,00

Med lng & Gas Royaume-Uni I.P. 50,00 50,00 50,00

GDF Supply Trading & Marketing Pays-Bas I.G. 100,00 100,00 100,00

Etac Pays-Bas M.E.E. - - 80,00

AES Energia Cartagena Espagne I.G. 26,00 26,00 -

GDF Comercializadora Espagne I.G. 100,00 - -

Maïa Eolis France I.P. 49,00 49,00 -

Cycofos France I.G. 100,00 100,00 -

DK6 France I.G. 100,00 100,00 100,00

Groupe Savelys (ex CGST-Save) France I.G. 100,00 100,00 100,00

Erelia France I.G. 95,00 - -

Société Eolienne de la Haute Lys France I.G. 100,00 - -

GDF Energie Renouvelable France I.G. 100,00 - -

GDF Energy Deutschland Allemagne I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Investissements 24 France I.G. 100,00 100,00 100,00


Banque SOLFEA France I.P. 54,72 54,72 54,72

GNL Transport Investissements France I.G. 100,00 100,00 100,00

GNL Marine Investissements France I.G. 100,00 100,00 100,00

Services

Groupe Cofathec France I.G. 100,00 100,00 100,00

Groupe Finergaz France I.G. 100,00 100,00 100,00

GNVert France I.G. 100,00 100,00 100,00

Groupe Thion France M.E.E. 34,00 34,00 34,00


Transport-Stockage

GRTgaz France I.G. 100,00 100,00 100,00

Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou France I.G. 69,70 69,70 -

Megal GmbH Allemagne I.P. 44,00 44,00 43,00

Gaz de France Deutschland Allemagne I.G. 100,00 100,00 100,00

Gaz de France Deutschland Transport Allemagne I.G. 100,00 100,00 100,00

Segeo Belgique M.E.E. 25,00 25,00 25,00

Storage Limited Royaume-Uni I.G 100,00 - -





2007Décembre

2007Décembre

2006Décembre

2005

Distribution France

GrDF France I.G. 100,00 - -

Gaz de Strasbourg France M.E.E. 24,90 24,90 24,90

Transport et Distribution International

Groupe Italcogim Italie M.E.E. - Transférée 40,00

Arcalgas Energie Italie M.E.E. - Transférée 42,65

Arcalgas Progetti Italie M.E.E. - Transférée 44,17

Groupe RETI Italie M.E.E. 70,50 68,50 -

Groupe VENDITE (2) Italie I.G. 60,00 40,00 -

Energie Investimenti (ex GDF Milano) (3) Italie I.G. 60,00 40,00 100,00

Groupe Gasag Allemagne I.P. 31,57 31,57 31,57

Groupe SPE (4) Belgique M.E.E 25,50 25,50 25,50

Portgas Portugal M.E.E. 12,67 12,67 12,67

Egaz-Degaz Hongrie I.G. 99,74 - -

Degaz Hongrie I.G. Absorbée 99,77 99,77

Egaz Hongrie I.G. Absorbée 99,42 99,42

Egaz Degaz Réseau Hongrie I.G. 99,74 - -

Edenergia Hongrie I.G. 100,00 - -

Distrigaz Sud Roumanie I.G. 40,80 40,80 51,00

Pozagas Slovaquie I.P. 43,37 43,37 43,38

Groupe Slovensky Plynarensky Priemysel (SPP) Slovaquie I.P. 24,50 24,50 24,50

Groupe Nafta Slovaquie I.P. 13,50 13,50 -

Groupe GDF Québec Canada I.G. 100,00 100,00 100,00

Groupe Noverco Canada M.E.E. 17,56 17,56 17,56

Energia Mayakan Mexique I.G. 67,50 67,50 67,50

Servicios Mayakan Mexique I.G. 67,50 67,50 67,50

Compania Gasoductos del Bajio Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

Gasoductos del Bajio Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

MI Comercializadora Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

MI Consultadores Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

MI Servicios Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

Transnatural Mexique I.P. 50,00 50,00 50,00

Consorcio Mexigaz Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

Natgasmex Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00





2007Décembre

2007Décembre

2006Décembre

2005

Tamauligas Mexique I.G. 100,00 100,00 100,00

Gaseba Argentine I.G. - Cédée 100,00

Gaseba Uruguay Uruguay I.G. - Cédée 51,00

Gas del Sur France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Styrie Investissements France I.G. 100,00 100,00 100,00

Laurentides Investissements France I.G. 100,00 100,00 100,00


Verona Investissements France I.G. 100,00 100,00 100,00

Segebel Belgique I.P. 50,00 50,00 50,00

MI del Bajio Marketing Pays-Bas I.G. 100,00 100,00 100,00

Merida Pipeline Pays-Bas I.G. 67,50 67,50 67,50

Mayakan Pipeline Pays-Bas I.G. 67,50 67,50 67,50

Slovak Gas Holding Pays-Bas I.P. 50,00 50,00 50,00

Romania Gas Holding Pays-Bas I.G. 80,00 80,00 -

Merida Holding Barbade I.G. 67,50 67,50 67,50

GDFESS Commercialisateur Royaume-Uni I.G. 100,00 100,00 100,00

Autres

Cogac France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF International France I.G. 100,00 100,00 100,00

S.F.I.G. France I.G. 100,00 100,00 100,00

Société Immobilière Assomption La Fontaine France I.G. 100,00 100,00 100,00

GDF Production Investissements France I.G. - Absorbée 100,00

Mexique Investissements France I.G. - Absorbée 100,00

GDF Production Investissements Pays-Bas France I.G. - Absorbée 100,00

GDF Berliner Investissements France I.G. - Absorbée 100,00

GDF Investissements 2 France I.G. - Absorbée 100,00

Précisions concernant la méthode de consolidation des filialessuivantes :

• Gaselys : le partage du contrôle avec la Société Généralejustifie l’utilisation de l’intégration proportionnelle,

• Groupe SPP : le partage du contrôle avec l’Etat slovaque et lasociété Ruhrgas justifie l’utilisation de l’intégrationproportionnelle,

• Groupe Noverco : le pouvoir de participer aux décisions depolitique financière et opérationnelle justifie la consolidationpar mise en équivalence,

• Banque Solfea : le partage du contrôle avec le GroupeCofinoga justifie l’utilisation de l’intégration proportionnelle,

• AES Energia Cartagena : le contrôle exercé par le Groupe surl’entité AES Energia Cartagena justifie l’utilisation del’intégration globale,

• Groupe RETI : seuls 18,5% des titres détenus sont porteursd’un droit de vote ; en outre, le pouvoir de participer auxdécisions de politique financière et opérationnelle justifie laconsolidation par mise en équivalence.



(1) Efog est consolidée pour la première fois par la méthode de l’intégration proportionnelle au 1er février 2007.

(2) Le groupe VENDITE est consolidé à compter du 1er octobre 2007 à 60% par la méthode de l’intégration globale (précédemment misen équivalence du 1er janvier au 30 juin 2007 à 40%, et consolidé du 1er juillet au 30 septembre 2007 à 40% par la méthoded’intégration proportionnelle).

(3) Energie Investimenti est consolidée à compter du 1er octobre 2007 à 60% par la méthode de l’intégration globale (précédemmentconsolidée à 40% par la méthode d’intégration proportionnelle).

(4) Le groupe SPE est mis en équivalence à compter du 1er décembre 2007 à 25,50% (précédemment consolidé à 25,50% par laméthode d’intégration proportionnelle).

Note 25 – Principaux cours de conversion

Les principaux taux de change appliqués hors zone euro sont les suivants :

31.12.2007 31.12.2006 31.12.2005

Tauxmoyen

Taux declôture

Tauxmoyen

Taux declôture

Tauxmoyen

Taux declôture

Devises / EURO

USD Dollar américain 1,37 1,47 1,26 1,32 1,24 1,18

CAD Dollar canadien 1,47 1,44 1,42 1,53 1,51 1,37

HUF Florin hongrois 251,32 253,73 264,13 251,77 248,04 252,87

CHF Franc suisse 1,64 1,65 1,57 1,61 1,55 1,56

SKK Couronne slovaque 33,78 33,58 37,21 34,43 38,59 37,88

GBP Livre anglaise 0,68 0,73 0,68 0,67 0,68 0,69

MXN Peso mexicain 14,98 16,07 13,70 14,23 13,57 12,54

NOK Couronne norvégienne 8,02 7,96 8,05 8,24 8,01 7,98

RON Lei roumain 3,34 3,61 3,52 3,38 3,62 3,68



20.1.1.2 Rapport des commissaires aux comptes sur lescomptes consolidés au 31 décembre 2007

Gaz de France, S.A.Rapport des Commissaires aux Comptessur les comptes consolidésExercice clos le 31 Décembre 2007

Mesdames, Messieurs,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par vosstatuts, nous avons procédé au contrôle des comptes consolidésde la société Gaz de France relatifs à l'exercice clos le31 Décembre 2007, tels qu'ils sont joints au présent rapport.

Les comptes consolidés ont été arrêtés par le Conseild'Administration. Il nous appartient, sur la base de notre audit,d'exprimer une opinion sur ces comptes.

I – Opinion sur les comptes consolidés

Nous avons effectué notre audit selon les normesprofessionnelles applicables en France ; ces normes requièrentla mise en œuvre de diligences permettant d'obtenir l'assuranceraisonnable que les comptes consolidés ne comportent pasd'anomalies significatives. Un audit consiste à examiner, parsondages, les éléments probants justifiant les donnéescontenues dans ces comptes. Il consiste également à apprécierles principes comptables suivis et les estimations significativesretenues pour l'arrêté des comptes et à apprécier leurprésentation d'ensemble. Nous estimons que nos contrôlesfournissent une base raisonnable à l'opinion exprimée ci-après.

Nous certifions que les comptes consolidés de l’exercice sont,au regard du référentiel IFRS tel qu'adopté dans l'Unioneuropéenne, réguliers et sincères et donnent une image fidèledu patrimoine, de la situation financière, ainsi que du résultat del'ensemble constitué par les personnes et entités comprisesdans la consolidation.

II – Justification des appréciations

En application des dispositions de l'article L. 823-9 du Code decommerce relatives à la justification de nos appréciations, nousportons à votre connaissance les éléments suivants :

• Nous nous sommes assurés que la note A-2-3 donne uneinformation appropriée sur le traitement comptable retenu parle groupe pour les domaines qui ne font pas l’objet dedispositions spécifiques dans le référentiel IFRS tel qu’adoptédans l’Union Européenne, relatifs aux acquisitions d’intérêtsminoritaires, aux engagements de rachat d’intérêtsminoritaires, et aux droits d’émission de gaz à effet de serre.

• La note A-2-23 de l’annexe décrit les modalités d’analyseconduites par le groupe, visant à déterminer si les contratsd’achats et de vente d’électricité et de gaz naturel ont éténégociés dans le cadre de ses activités dites « normales » etdoivent ainsi être exclus du champ d’application de la normeIAS 39. Dans le cadre de notre appréciation des principescomptables, nous avons examiné les modalités d’analyse

déterminées par le groupe et nous nous sommes assurés quela note A-2-23 de l’annexe fournit une information appropriée.

• Comme décrit dans les notes A-2-2 et A-2-12 de l’annexe,votre groupe a procédé à des tests systématiques dedépréciation des écarts d’acquisition et des immobilisationsincorporelles dont la durée d’utilité est indéfinie et à des testsde dépréciation des actifs corporels et incorporels dont ladurée d’utilité est définie lorsqu’il existe des indices révélantune altération de leur valeur. Dans le cadre de notreappréciation des estimations significatives retenues pourl’arrêté des comptes, nous avons examiné la méthodologieappliquée par l’entreprise ainsi que les paramètres utiliséspour les estimations comptables et nous nous sommesassurés du caractère raisonnable des valeurs retenues dansles comptes.

• Comme indiqué dans les notes A-2-21 et C-5-16 de l’annexe,votre groupe, dans le cadre de ses activités, constitue desprovisions pour le renouvellement des ouvrages de distributionde gaz en France ainsi que pour la reconstitution de certainssites (terrains ayant supporté des usines de production de gazmanufacturé, sites de stockage, terminaux méthaniers,canalisations de transport et de distribution, installationsd’exploration-production). Dans le cadre de notre appréciationdes estimations significatives retenues pour l’arrêté descomptes, nous avons revu les hypothèses et les modalités decalcul des provisions, considérées par l’entreprise commereflétant la meilleure estimation de ses obligations en fonctiondes exigences réglementaires actuelles, et nous nous sommesassurés du caractère raisonnable des provisions qui enrésultent.

• La note C-5-17 de l’annexe relative aux engagements deretraite et autres engagements envers le personnel décrit lemode d’évaluation et de comptabilisation des engagementsrésultant du régime de retraite des entreprises des IndustriesElectriques et Gazières. Dans le cadre de notre appréciationdes estimations significatives retenues pour l’arrêté descomptes, nous avons examiné les bases et les modalités ducalcul actuariel des engagements ainsi que l’informationdonnée par l’entreprise et nous nous sommes assurés ducaractère raisonnable des estimations effectuées.

• La note A-2-23 de l’annexe indique qu’en ce qui concerne lavalorisation des instruments financiers dérivés qui ne sont pascotés, le groupe utilise des techniques d’évaluation telles queles modèles d’évaluation retenus pour les options ou laméthode des flux de trésorerie actualisés, ces modèlesprenant en considération des hypothèses fondées sur lesdonnées du marché. Dans le cadre de notre appréciation desestimations significatives retenues pour l’arrêté des comptes,nous avons examiné le dispositif de contrôle des modèlesutilisés et la prise en compte des risques associés à cesinstruments dans les valorisations retenues et nous noussommes assurés du caractère raisonnable des estimationseffectuées.

• Comme indiqué dans les notes A-2-9 et C-3-11 de l’annexe, legroupe applique l’interprétation IFRIC 12 relative au traitementcomptable des « accords de concession de services ». Dans lecadre de notre appréciation des estimations significativesrelatives à l’arrêté des comptes, nous avons examiné lesmodalités retenues par le groupe pour déterminer si uncontrat de concession entre dans le champ d’applicationd’IFRIC 12 et nous nous sommes assurés du caractèreraisonnable des estimations effectuées dans le cadre de cetteapplication.



Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le cadre denotre démarche d’audit des comptes consolidés, pris dans leurensemble, et ont donc contribué à la formation de notre opinionexprimée dans la première partie de ce rapport.

III – Vérification spécifique

Nous avons également procédé, conformément aux normesprofessionnelles applicables en France, à la vérification des

informations, données dans le rapport sur la gestion du groupe.Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité etleur concordance avec les comptes consolidés.

Fait à Paris-La Défense, le 25 mars 2008


ERNST & YOUNG Audit MAZARS & GUERARD

Patrick Gounelle Philippe Hontarrède Michel Barbet-Massin Marie-Laure Philippart



20.1.2 Informations financières au 31 décembre 2006Les comptes consolidés du Groupe, établis selon les normesIFRS pour l’exercice clos le 31 décembre 2006 ainsi que lerapport des commissaires aux comptes figurent aux pages 182 à294 du document de référence 2006 de la Société enregistré par

l’Autorité des marchés financiers le 27 avril 2007 sous lenuméro R.07-046. Ils sont incorporés par référence dans leprésent document de référence.

20.1.3 Informations financières au 31 décembre 2005Les comptes consolidés du Groupe, établis selon les normesIFRS pour l’exercice clos le 31 décembre 2005 ainsi que lerapport des commissaires aux comptes figurent aux pages 182 à301 du document de référence 2005 de la Société enregistré par

l’Autorité des marchés financiers le 5 mai 2006 sous le numéroR.06-050. Ils sont incorporés par référence dans le présentdocument de référence.

20.2 Politique de distribution des dividendesLe dividende versé par la Société au titre des trois exercices précédents a été de :

2006 2005 2004 (1)

Dividende(en millions d’euros) 1 082 669 418

Nombre d’actions(en millions) 984 984 903

Dividende par action(en euro) 1,10 0,68 0,46

(1) Afin de permettre la comparaison avec l’exercice 2005, le nombre d’actions et le dividende unitaire ont été retraités pour être en cohérence avec la décision de l’Assemblée Générale Mixte du28 avril 2005, qui a approuvé la division du nominal des actions par 2, portant à cette date la composition du capital social à 903 millions d’actions contre 451,5 millions. Avec ce nombred’actions, le dividende unitaire de 2004 aurait été de 0,464 euro au lieu de 0,927 euro, arrêté par l’Assemblée Générale Ordinaire du 29 mars 2005.

Le conseil d’administration a proposé de soumettre àl’approbation de l’assemblée générale du 19 mai 2008 ladistribution, au titre de l’exercice 2007, d'un dividende net de1,26 euro par action de la Société, soit une hausse de 15% parrapport à 2006.

Pour les années à venir, Gaz de France poursuivra une politiquede distribution du dividende dynamique avec pour objectif unrendement attractif par rapport au secteur. La croissance du

dividende par action versé en 2009 sera comprise entre 10 % et15 % par rapport à celui versé en 2008.

Toutefois, les objectifs ne constituent en aucun cas unengagement de la Société et les dividendes futurs serontappréciés, pour chaque exercice, en fonction des résultats de laSociété, de sa situation financière et de tout autre facteur jugépertinent par le conseil d’administration pour établir sespropositions à l’assemblée générale.

20.3 Procédures judiciaires et d’arbitrageGaz de France est impliqué dans certaines procéduresjudiciaires et arbitrales dans le cadre de la marche ordinaire deson activité. A la connaissance de la Société, pour une périodequi couvre les douze derniers mois, il n’existe pas d’autreprocédure judiciaire ou d’arbitrage (y compris toute procéduredont l’émetteur a connaissance, qui est en suspens ou dont il estmenacé) qui pourrait avoir ou a eu récemment des effetssignificatifs sur la situation financière ou la rentabilité del’émetteur et/ou du groupe

La totalité des demandes formées à l’encontre de Gaz de Franceet de ses filiales dans le cadre des procédures judiciaires ouarbitrales en cours est inférieure à 100 millions d’euros.

Il existe un contentieux sur le terminal méthanier enconstruction à Fos Cavaou décrit au paragraphe 6.1.3.2.1.2.2 –“Grandes infrastructures”. Par arrêté du 15 décembre 2003 prisau titre des installations classées pour la protection del’environnement (ICPE), le préfet des Bouches du Rhône a

autorisé Gaz de France à exploiter un terminal méthanier à FosCavaou. Le permis de construire de l’installation a été délivrépar un second arrêté préfectoral pris le même jour. Ces deuxarrêtés font l’objet de recours contentieux. L’arrêtéd’exploitation, délivré au titre des ICPE, a fait l’objet de deuxrecours en annulation devant le Tribunal administratif deMarseille déposés, l’un par l’Association de défense et deprotection du littoral du Golfe de Fos-sur-Mer (ADPLGF), l’autrepar un particulier. Le recours introduit par l’ADPLGF a étéassorti d’une requête en référé suspension qui a été rejetée parordonnance rendue le 12 octobre 2004 par le juge des référés duTribunal administratif de Marseille. L’association requérantes’est pourvue en cassation contre cette ordonnance devant leConseil d’Etat mais sa requête n'a pas été admise. Le permis deconstruire a, pour sa part, donné lieu à deux recours enannulation introduits devant le Tribunal administratif deMarseille, l’un par la commune de Fos-sur-Mer, l’autre par leSyndicat d’agglomération nouvelle (SAN). Aucun jugement n’estencore intervenu.



Les deux recours en annulation à l’encontre du permis deconstruire délivré par arrêté préfectoral du 15 décembre 2003,introduits devant le Tribunal administratif de Marseille, l’un parla commune de Fos-sur-Mer, l’autre par le Syndicatd’agglomération nouvelle (SAN) ont été rejetés par décision duTribunal du 18 octobre 2007.

Le 26 décembre 2004, une explosion survenue au 12 de la rue dela Martre à Mulhouse a causé la mort de 17 personnes ainsi qued'importants dégâts matériels. L'instruction judiciaire ouvertepour homicides et blessures involontaires est toujours en cours.Le 14 décembre 2005, le juge d'instruction a convoqué lesfamilles pour les tenir informées suite au dépôt du rapport desexperts judiciaires. Selon les informations communiquées par lapresse, ce rapport attribuerait l'explosion à la "fente" découverte

sur la canalisation de distribution de Gaz de France aulendemain de l'accident. Le 21 mars 2006, Gaz de France a étémis en examen par le juge d'instruction. Le risque encouru parla personne morale est une peine d'amende pour homicideinvolontaire: 225 000 euros maximum en cas d'imprudence oude négligence et jusqu'à 375 000 euros en cas de violationdélibérée d'une obligation de sécurité imposée par la loi ou lerèglement. A cette peine principale pourrait s'ajouter une peined’amende pour blessures involontaires d’un montant maximalvariable en fonction du taux d’ITT (Incapacité Temporaire deTravail) des personnes blessées. Le rapport sur les mesurescomplémentaires demandées par Gaz de France et ordonnéespar le Juge d’instruction a été déposé et conforte le premierrapport d’expertise. L’instruction est toujours en cours.

20.4 Absence de changement significatif de la situation financière oucommerciale

Aucun changement significatif de la situation financière ou commerciale du Groupe n’est intervenu depuis le 1er janvier 2008.


21 INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES

21.1 RENSEIGNEMENTS DE CARACTÈRE GÉNÉRALCONCERNANT LE CAPITAL P.299

21.1.1 CAPITAL SOCIAL P.29921.1.2 TITRES NON REPRÉSENTATIFS DU

CAPITAL p.30121.1.3 ACQUISITION PAR LA SOCIÉTÉ DE SES

PROPRES ACTIONS p.30321.1.4 AUTRES TITRES DONNANT ACCÈS AU

CAPITAL p.30621.1.5 CAPITAL SOCIAL SOUSCRIT, MAIS NON

LIBÉRÉ – AUGMENTATIONS DE CAPITAL p.30621.1.6 CAPITAL SOCIAL SOUS OPTION p.30721.1.7 EVOLUTION DU CAPITAL SOCIAL AU

COURS DES TROIS DERNIERSEXERCICES p.307

21.2 ACTE CONSTITUTIF ET STATUTS P.30921.2.1 OBJET SOCIAL p.30921.2.2 STIPULATIONS STATUTAIRES RELATIVES

AUX ORGANES D’ADMINISTRATION ETDE DIRECTION – RÈGLEMENT DUCONSEIL D’ADMINISTRATION p.310

21.2.3 DROITS, PRIVILÈGES ET RESTRICTIONSATTACHÉS AUX ACTIONS p.310

21.2.4 MODIFICATION DES DROITS ATTACHÉSAUX ACTIONS p.310

21.2.5 ASSEMBLÉES GÉNÉRALES p.31021.2.6 CLAUSES RESTREIGNANT LE

CHANGEMENT DE CONTRÔLE DE LASOCIÉTÉ p.311

21.2.7 FRANCHISSEMENT DE SEUILSSTATUTAIRES p.311

21.2.8 MODIFICATIONS DU CAPITAL SOCIAL p.312

21.1 Renseignements de caractère général concernant le capital

21.1.1 Capital social

A la date d’enregistrement du document de référence, le capitalsocial de la Société s’élève à la somme de 983 871 988 euros,composé de 983 871 988 actions d’une valeur nominale de uneuro chacune, toutes entièrement souscrites et intégralementlibérées soit un nombre d’actions inchangé par rapport au1er janvier 2007.

Les actions de la Société sont admises aux négociations surl’Eurolist d’Euronext Paris (compartiment A) depuis le 8 juillet2005, sous le code ISIN FR0010208488. L’action Gaz de Francefait partie de l’indice CAC 40, principal indice publié par EuronextParis et est éligible au Service du règlement différé (SRD).


21 INFORMATIONS COMPLEMENTAIRESRenseignements de caractère général concernant le capital

Tableau : Evolution du volume des transactions et des cours extrêmes du titre Gaz de France

Volume en titres Cours (en euros)

Plus bas Plus haut

2008

Février 30 233 963 35,35 38,77

Janvier 49 730 287 33,35 43,47

2007

Décembre 21 076 440 38 40,83

Novembre 29 710 430 37,07 40,09

Octobre 26 605 112 36,04 40,03

Septembre 39 684 376 32,86 37,5

Août 34 308 938 31,22 37,28

Juillet 28 805 099 33,5 38,45

Juin 31 357 932 34,1 37,67

Mai 34 760 010 34,63 38

Avril 24 890 779 34,02 35,9

Mars 41 086 710 31,82 34,95

Février 32 241 933 35,93 32,53

Janvier 39 179 585 37,95 32,60

2006

Décembre 32 104 503 35,00 31,12

Novembre 44 369 507 33,92 31,17

Octobre 30 513 735 32,02 30,20

Septembre 35 281 455 32,00 28,28

Août 14 722 252 29,65 27,01

Juillet 21 573 685 27,90 25,31

Données boursières : Euronext


INFORMATIONS COMPLEMENTAIRESRenseignements de caractère général concernant le capital 21

En cas de privatisation de la Société, la loi n° 2006-1537 du7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie, modifiant la loin° 2004-803 du 9 août 2004 prévoit, en vue de préserver lesintérêts essentiels de la France dans le secteur de l’énergie, etnotamment la continuité et la sécurité d’approvisionnement enénergie, qu’un décret prononce la transformation d’une actionordinaire de l’Etat dans le capital de la Société en une actionspécifique et précise les droits dont elle est assortie.

En application de cette disposition, le décret n° 2007-1790 du20 décembre 2007 a prononcé la transformation d’une actionordinaire de l’Etat dans le capital de la Société en une actionspécifique qui permet au ministre chargé de l’économie des’opposer par arrêté à toute décision de la Société, ou de toutesociété venant aux droits et obligations de la Société, et de sesfiliales de droit français, ayant pour objet, directement ouindirectement, de céder sous quelque forme que ce soit, detransférer l'exploitation, d'affecter à titre de sûreté ou garantie,ou de changer la destination des actifs suivants :

• canalisations de transport de gaz naturel situées sur leterritoire national,

• actifs liés à la distribution de gaz naturel situés sur le territoirenational,

• stockages souterrains de gaz naturel situés sur le territoirenational,

• installations de gaz naturel liquéfié situées sur le territoirenational,

s'il considère cette décision contraire aux intérêts essentiels dela France dans le secteur de l'énergie relatifs à la continuité et àla sécurité d'approvisionnement en énergie.

Les décisions mentionnées ci-dessus sont réputées autoriséessi le ministre chargé de l'économie ne s'y est pas opposé dans ledélai d'un mois à compter de leur déclaration, constatée par unrécépissé délivré par l'administration. Ce délai peut être prorogépour une durée de quinze jours, par arrêté du ministre chargé del'économie. Le ministre chargé de l'économie, avant l'expirationdu délai d’un mois susvisé, peut renoncer au droit d'opposition.En cas d'opposition, le ministre chargé de l'économiecommunique les motifs de sa décision à la société concernée.La décision du ministre chargé de l'économie peut faire l'objetd'un recours.

Par application du décret n° 93-1296 du 13 décembre 1993, touteopération réalisée en contravention avec le décret n° 2007-1790du 20 décembre 2007 serait, de plein droit, nulle et de nul effet.

21.1.2 Titres non représentatifs du capital

Gaz de France a procédé à l’émission de titres participatifs en1985 et 1986 sous forme de deux tranches, A et B. Seuls lestitres participatifs de la tranche A demeurent en circulation, lestitres participatifs de la tranche B ayant été intégralementremboursés en 2000. Les titres participatifs de la tranche A,d’une valeur nominale unitaire de 762,25 euros, comprennentune rémunération composée de deux termes, une partie fixe etune partie variable. La partie fixe est fondée sur un pourcentage(63%) du taux moyen obligataire et la partie variable dépendnotamment de l’évolution de la valeur ajoutée de Gaz de France.

La rémunération annuelle minimale s’élève à 85% du tauxmoyen obligataire et la maximale à 130% du taux moyenobligataire. Au 31 décembre 2007, 629.887 titres participatifs dela tranche A étaient en circulation, soit un encours nominal de480 131 365,75 euros. Leur valeur de marché, sur la base ducours de clôture du 28 décembre 2007 (soit 875 euros) s’élevait à551 151 125 euros. Depuis août 1992, ces titres participatifs sontremboursables à tout moment, en tout ou partie, au gré de Gazde France à un prix égal à 130% de leur nominal.

Tableau : Rémunération unitaire du titre participatif Gaz de France servie sur les trois derniers exercices

(en euros) 2005 2006 2007

Rémunération fixe 18,54120 18,70447 21,03353

Rémunération variable 34,79366 37,13682 41,07155

Rémunération totale théorique 53,33486 55,84129 62,10508

Rémunération minimale 25,01590 25,23619 28,37857

Rémunération maximale 38,25961 38,59653 43,40252

Rémunération brute par titre 38,25961 38,59653 43,40252

Gaz de France est soumis aux dispositions des articles R. 228-49et suivants du code de commerce applicables aux émetteurs detitres participatifs. Il doit, en application de l’article R. 228-67 du

code de commerce, insérer l’avis de convocation d’uneassemblée générale des porteurs de titres participatifs au BALO,sauf dans le cas où les titres émis sont tous nominatifs.



Tableau : Evolution du volume des transactions et des cours extrêmes du titre participatif Gaz de France

Volume en titres Cours (en euros)

Plus haut Plus bas

2008

Mars 1 055 855 819

Février 947 864 849

Janvier 901 883 850

2007

Décembre 493 889 871

Novembre 858 900 881

Octobre 723 920 883

Septembre 689 922 907

Août 1 035 921 906

Juillet 656 924 906

Juin 420 924 906

Mai 525 915 905

Avril 1 159 915 905

Mars 185 915 908

Février 795 910 906

Janvier 631 912 906

2006

Décembre 2 887 912 905


Octobre 1 167 950 905


Août 513 950 940

Juillet 224 949 940

Juin 1 056 958 939

Mai 894 960 942

Avril 664 960 943

Mars 729 965 949

Février 878 959 946

Janvier 245 965 951

2005

Décembre 266 965 953


Octobre 470 990 955


Août 163 987 977

Juillet 170 981 977

Juin 442 989 975

Mai 226 980 975

Avril 304 979 970

Mars 648 975 970

Février 304 977 966

Janvier 1 263 970 961

Données boursières : Reuters



Dans le cadre d’un programme d’émission de titres de créancessous forme d’Euro Medium Term Notes (“EMTN”), Gaz deFrance a émis, le 19 février 2003, deux emprunts obligataires(séries 1 et 2) portant intérêt à taux fixe dont les montants

nominaux s’élèvent respectivement à 1,25 milliard d’euros et750 millions d’euros. L’encours de la dette obligataire de Gaz deFrance s’élevait à 2,004 milliards d’euros au 31 décembre 2007.

Tableau : principales caractéristiques des emprunts obligataires émis par Gaz de France

Emission DeviseTaux

Coupon Echéance

Montant émis(en devises)(en millions) Place de cotation Code ISIN

EMTN Euros 4,75 % 19 février 2013 1 250

Euronext ParisBourse de

Luxembourg FR0000472326

EMTN Euros 5,125 % 19 février 2018 750

Euronext ParisBourse de

Luxembourg FR0000472334

Placements Privés Yen Japonais 0,658 % 26 mars 2009 3 000 Aucune FR0010069534

Pour davantage d’informations sur les emprunts obligatairesémis par Gaz de France, voir paragraphe 20.1.1.1 – « Comptesconsolidés au 31 décembre 2007 en normes IFRS / Annexes /note 18.5.2 ».

Par ailleurs, Gaz de France dispose de programmes definancement à court terme (billets de trésorerie, EuroCommercial Paper et US Commercial Paper). Gaz de France doitainsi respecter les obligations lui incombant du fait de son statutd’émetteur de titres de créances négociables. Ces obligationssont édictées par le décret n° 92-137 du 13 février 1992 et parson arrêté d’application du 13 février 1992. Il ressort de cestextes que les émetteurs de titres de créances négociables

doivent constituer un dossier de présentation financière quiporte sur leur activité, leur situation financière ainsi que leurprogramme d’émission. Ce dossier est mis à jour chaque annéeaprès la tenue de l’assemblée générale des actionnairesstatuant sur les comptes du dernier exercice. De plus, Gaz deFrance a l’obligation de mettre le dossier financierimmédiatement à jour de toute modification relative au plafondde son encours, à sa notation, ainsi que sur tout fait nouveaususceptible d’avoir une incidence significative sur l’évolution destitres émis ou sur la bonne fin du programme d’émission. Cesmises à jour sont adressées à la Banque de France. La Sociététient le dossier de présentation financière et ses mises à jour àla disposition de l’Autorité des marchés financiers.

21.1.3 Acquisition par la Société de ses propres actions

A la date d’enregistrement du présent document de référence,hors contrat de liquidité, la Société détient 18 551 256 actions dela Société, représentant 1,89% de son capital social. Aucune desactions de la Société n’est détenue par ses filiales.

Autorisation accordée par l’assemblée générale ordinaire du

23 mai 2007

L’assemblée générale des actionnaires du 23 mai 2007 a adoptéune résolution autorisant le conseil d’administration à acheterdes actions de la Société en vue de :

• leur attribution ou leur cession aux salariés et mandatairessociaux de la Société et/ou des sociétés qui lui sont liées ou luiseront liées dans les conditions et selon les modalités prévuespar la réglementation applicable, notamment dans tout pland’épargne salariale visé aux articles L.443-1 et suivants duCode du travail ; ou

• leur attribution gratuite aux salariés et mandataires sociaux dela Société et/ou des sociétés qui lui sont liées ou lui seront

liées, conformément aux dispositions des articles L. 225-197-1et suivants du code de commerce, étant précisé que lesactions pourraient notamment être affectées à un pland’épargne salariale conformément aux dispositions de l’articleL. 443-6 du code du travail ; ou

• la conservation et la remise ultérieure d’actions (à titred’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérationsde croissance externe dans la limite de 5% du nombred’actions composant le capital social ; ou

• la remise d’actions lors de l’exercice de droits attachés à desvaleurs mobilières donnant accès au capital parremboursement, conversion, échange, présentation d’un bonou de toute autre manière ; ou

• l’annulation de tout ou partie des titres ainsi rachetés, dans lesconditions prévues à l’article L. 225-209 alinéa 2 du Code decommerce et sous réserve de l’autorisation de réduire lecapital social donnée par l’assemblée générale(1) ; ou

(1) L’assemblée générale mixte du 23 mai 2007, dans sa quatorzième résolution, a autorisé, pendant une période de 26 mois, le conseil d’administration à réduire le capital social de la Sociétépar annulation de tout ou partie des actions auto-détenues (le nombre maximal d’actions pouvant être annulées par la Société en vertu de cette autorisation, pendant une période de 24 mois,est de 10% des actions composant le capital).



• assurer la liquidité et animer le marché du titre de la Sociétépar un prestataire de services d’investissement, dans le cadrede contrats de liquidité ; ou

• mettre en œuvre toute pratique de marché admise ou quiviendrait à être admise par les autorités de marché.

Ce programme est également destiné à permettre à la Sociétéd’opérer dans tout autre but autorisé ou qui viendrait à êtreautorisé par la loi ou la réglementation en vigueur. Dans unetelle hypothèse, la Société informerait ses actionnaires par voiede communiqué.

Les achats d’actions de la Société peuvent porter sur un nombred’actions tel que :

• le nombre d’actions que la Société achète pendant la durée duprogramme de rachat n’excède pas 5% des actions composantle capital de la Société, à quelque moment que ce soit, cepourcentage s’appliquant à un capital ajusté en fonction desopérations l’affectant postérieurement à la date del’assemblée générale du 23 mai 2007 ; et

• le nombre d’actions que la Société détiendra à quelquemoment que ce soit ne dépasse pas 10% des actionscomposant le capital de la Société.

Le prix d’achat maximal par action est de 50 euros, hors fraisd’acquisition.

Le montant global affecté au programme de rachat d’actionsainsi autorisé ne peut pas être supérieur à 2 459 679 950 euroscorrespondant à un nombre maximum de 49 193 599 actionsacquises au prix de 50 euros.

En cas de modification du nominal de l’action, d’augmentationde capital par incorporation de réserves, d’attribution gratuite

d’actions, de division ou de regroupement de titres, dedistribution de réserves ou de tous autres actifs,d’amortissement du capital, ou de toute autre opération portantsur les capitaux propres, le conseil d’administration a le pouvoird’ajuster les prix d’achat et de vente susvisés afin de tenircompte de l’incidence de ces opérations sur la valeur de l’action.

Cette autorisation, donnée au conseil d’administration pour unepériode de 18 mois, à compter du 23 mai 2007, a privé d’effet ladélégation donnée par l’assemblée générale des actionnaires du24 mai 2006.

Acquisition d’actions propres dans le cadre d’un contrat de

liquidité

Depuis le 2 mai 2006 et pour une durée d’un an renouvelable partacite reconduction, Gaz de France a confié à Rothschild & CieBanque la mise en œuvre d’un contrat de liquidité conforme à laCharte de déontologie établie par l’Association Française desEntreprises d’Investissement et approuvée par l’Autorité desmarchés financiers par décision du 22 mars 2005. En vertu decette charte, le prestataire de services d’investissement décideen toute indépendance, sans pouvoir être influencé parl’émetteur, des moments et volumes de ses interventions. Pourla mise en œuvre de ce contrat, 55 millions d’euros ont étéaffectés au compte de liquidité.

En 2007, le nombre d'actions achetées est égal au nombred'actions vendues et s'élève à 8 790 235. Le montant des achatss'élève à 313 368 273 euros et le montant des ventes à315 504 609 euros, dégageant ainsi une plus-value de 2 136 336euros. Les liquidités non utilisées pour les achats d'actions ontété investies par Rothschild & Cie Banque dans une SICAVmonétaire et ont généré des plus-values d'un montant total de1 805 449 euros. Au 31 décembre 2007, les moyens disponiblessur le compte de liquidité s'élevaient à 58 164 930 euros.

Tableau : Evolution des moyens figurant au compte de liquidité

Actions Gazde France Espèces

31 décembre 2007 0 58 164 930 euros

30 juin 2007 0 57 290 643 euros

31 décembre 2006 0 57 080 402 euros

Nouvelles autorisations proposées au vote des actionnaires

lors de l'assemblée générale mixte du 19 mai 2008

Lors de l’assemblée générale mixte devant se tenir le 19 mai2008, il sera proposé aux actionnaires de la Société le vote del’autorisation décrite ci-dessous. Le vote de cette résolutionprivera d'effet la délégation ayant le même objet accordée parl’assemblée générales du 23 mai 2007.

Autorisation à donner au conseil d'administration à l'effetd'opérer sur les actions de la Société

« L’Assemblée Générale, connaissance prise du rapport duConseil d’administration, autorise le Conseil d’administration,

avec faculté de subdélégation, conformément aux dispositionsdes articles L. 225-209 et suivants du Code de commerce et duRèglement n°2273/2003 de la Commission européenne du22 décembre 2003, à acheter des actions de la Société en vue :

• de leur attribution ou de leur cession aux salariés etmandataires sociaux de la Société et/ou des sociétés qui luisont liées ou lui seront liées dans les conditions et selon lesmodalités prévues par la réglementation applicable,notamment dans tout plan d’épargne salariale visé aux articlesL. 443-1 et suivants du Code du travail ; ou



• de leur attribution gratuite aux salariés et mandataires sociauxde la Société et/ou des sociétés qui lui sont liées ou lui serontliées, conformément aux dispositions des articles L. 225-197-1et suivants du Code de commerce, étant précisé que lesactions pourraient notamment être affectées à un pland’épargne salariale conformément aux dispositions de l’articleL. 443-6 du Code du travail ; ou

• de la conservation et de la remise ultérieure d’actions (à titred’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérationsde croissance externe dans la limite de 5 % du nombred’actions composant le capital social ; ou

• de la remise d’actions lors de l’exercice de droits attachés àdes valeurs mobilières donnant accès au capital parremboursement, conversion, échange, présentation d’un bonou de toute autre manière ; ou

• de l'annulation de tout ou partie des titres ainsi rachetés, dansles conditions prévues à l’article L. 225-209 alinéa 2 du code decommerce et sous réserve de l’autorisation de réduire lecapital social donnée par l’assemblée générale ; ou

• d’assurer la liquidité et d’animer le marché du titre de laSociété par un prestataire de services d’investissement dans lecadre de contrats de liquidité ; ou

• de mettre en œuvre toute pratique de marché admise ou quiviendrait à être admise par les autorités de marché.

Ce programme serait également destiné à permettre à laSociété d’opérer dans tout autre but autorisé ou qui viendrait àêtre autorisé par la loi ou la réglementation en vigueur. Dansune telle hypothèse, la Société informerait ses actionnaires parvoie de communiqué.

Les achats d’actions de la Société pourront porter sur unnombre d’actions tel que :

• le nombre d’actions que la Société achète pendant la durée duprogramme de rachat n’excède pas 5 % des actionscomposant le capital de la Société, à quelque moment que cesoit, ce pourcentage s'appliquant à un capital ajusté enfonction des opérations l'affectant postérieurement à laprésente assemblée générale; et

• le nombre d’actions que la Société détiendra à quelquemoment que ce soit ne dépasse pas 10 % des actionscomposant le capital de la Société.

L’acquisition, la cession ou le transfert des actions pourront êtreréalisés à tout moment (y compris en période d’offre publiqueintégralement réglée en numéraire visant les titres de la Sociétéou de toute offre publique initiée par la Société) et par tousmoyens, sur le marché ou de gré à gré, y compris par acquisitionou cession de blocs (sans limiter la part du programme derachat pouvant être réalisée par ce moyen), offres publiques, oupar utilisation d’options ou autres instruments financiers àterme négociés sur un marché réglementé ou de gré à gré ou

par l'émission de valeurs mobilières donnant accès au capital dela Société par conversion, échange, remboursement, exerciced'un bon ou de toute autre manière, dans les conditions prévuespar les autorités de marché et dans le respect de laréglementation en vigueur.

L’Assemblée Générale décide que le prix d’achat maximal paraction est égal à 55 euros, hors frais d’acquisition.

En application de l'article R. 225-151 du code de commerce,l'assemblée fixe à 2 705 647 945 euros le montant maximalglobal affecté au programme de rachat d’actions ci-dessusautorisé, correspondant à un nombre maximal de 49 193 599actions acquises sur la base du prix maximal unitaire de 55euros ci-dessus autorisé.

Cette autorisation est donnée pour une période de 18 mois àcompter de la date de la présente Assemblée Générale et prived’effet, à compter de cette même date, la délégation donnéeprécédemment au Conseil d’administration à l’effet d’opérer surles actions de la Société par l’Assemblée Générale Ordinaire le23 mai 2007 dans sa 6ème résolution, à hauteur de la partie nonencore utilisée.

L’Assemblée Générale délègue au Conseil d’administration, avecfaculté de subdélégation dans les conditions légales, en cas demodification du nominal de l’action, d’augmentation de capitalpar incorporation de réserves, d’attribution gratuite d’actions, dedivision ou de regroupement de titres, de distribution deréserves ou de tous autres actifs, d’amortissement du capital, oude toute autre opération portant sur les capitaux propres, lepouvoir d’ajuster le prix maximal d’achat susvisé afin de tenircompte de l’incidence de ces opérations sur la valeur de l’action.

L’Assemblée Générale confère tous pouvoirs au Conseild’administration, avec faculté de subdélégation dans lesconditions légales, pour décider et mettre en œuvre la présenteautorisation, pour en préciser, si nécessaire, les termes et enarrêter les modalités avec faculté de déléguer, dans lesconditions légales, la réalisation du programme d’achat, etnotamment pour passer tout ordre de bourse, conclure toutaccord, en vue de la tenue des registres d’achats et de ventesd’actions, effectuer toutes déclarations notamment auprès del’Autorité des Marchés Financiers et de toute autre autorité quis’y substituerait, remplir toutes formalités et, d’une manièregénérale, faire le nécessaire.

L’Assemblée Générale prend acte qu’en application de l’articleL. 225-209 alinéa 2 du Code de commerce, un rapport spéciall’informe chaque année de la réalisation des opérations d’achatd’actions qu’elle a autorisées. »

Les informations relatives au programme de rachat d’actions età sa mise en œuvre figurent dans le rapport spécial sur leprogramme de rachat d’actions à l’assemblée générale mixtedes actionnaires du 19 mai 2008, publié sur le site internet de laSociété (www.gazdefrance.com, rubrique Finance /Documentation / Information réglementée), en application del’article 241-3-II du Règlement Général de l’AMF.



21.1.4 Autres titres donnant accès au capital

A la date d’enregistrement du présent document de référence,les actions décrites au paragraphe 21.1.1 – "Capital social"ci-dessus sont les seuls titres donnant accès au capital de laSociété.

Une partie de ces titres peut donner lieu à l’octroi d’actionsgratuites dans les conditions rappelées au paragraphe 21.1.7.2 –"Actions donnant droit à l'attribution d'actions gratuites".

21.1.5 Capital social souscrit, mais non libéré – Augmentations de capital

A la date d’enregistrement du présent document de référence, iln’existe pas de capital souscrit non libéré, ni aucun droit

d’acquisition ni d’obligation attachés au capital souscrit, nid’engagement d’augmentation du capital.

Les actionnaires de la Société ont consenti au conseil d’administration, lors de l'assemblée générale mixte qui s'est tenue le 23 mai 2007,les autorisations décrites ci-dessous:

Nature de délégation de compétenceDurée de l’autorisation

et expiration

Montant nominal maximalpar autorisation

(en millions d’euros ou enpourcentage du capital))

Utilisation del'autorisation

(en millions d’eurosou en pourcentage du

capital))

Augmentations de capital avec droitpréférentiel de souscriptiontoutes valeurs mobilières confondues

26 mois

23 juillet 2009

150 (2) (3) (4)

(ce montant maximal global s’imputant sur lemontant nominal maximal global de

150 millions d’euros)

Néant

Augmentations de capital sans droitpréférentiel de souscriptiontoutes valeurs mobilières confondues

26 mois

23 juillet 2009

150 (2) (3) (4)



Néant

Augmentations de capital en rémunérationd’apports en nature

26 mois

23 juillet 2009

10% du capital social au moment de l’émission (3)



Néant

Augmentations de capital en rémunérationde titres apportés dans le cadre d’une offrepublique d’échange

26 mois

23 juillet 2009

10% du capital social au moment de l’émission (3)



Néant

Augmentation de capital par incorporationde primes, réserves, bénéfices ou autres

26 mois

23 juillet 2009

150 (3)



Néant

Augmentations de capital réservées aupersonnelAdhérents de plans d’épargne

26 mois

23 juillet 2009

40 (3)



Néant

Attribution gratuite d’actions existantes aupersonnel

12 mois

23 mai 2008

0,2% du capital

(ce pourcentage maximal ne s’imputant passur le montant nominal maximal global de


0,16% du capital

(2) L’assemblée générale mixte des actionnaires du 23 mai 2007 a délégué au conseil d’administration compétence à l’effet d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation decapital avec ou sans droit préférentiel de souscription au même prix que celui retenu pour l’émission initiale, dans les délais et limites prévus par la réglementation applicable.

(3) L’assemblée générale mixte des actionnaires du 23 mai 2007 a décidé que les autorisations données au conseil d’administration à l’effet d’augmenter le capital s’imputant sur le montantnominal maximal global de 150 millions d’euros, devront être utilisées dans la limite d’un nombre de titres tel que, à l’issue de l’émission considérée, l’Etat détienne plus du tiers du capital dela Société et continue à détenir plus du tiers du capital de la Société compte tenu de l’ensemble des titres émis donnant accès au capital de la Société et des options de souscriptionoctroyées.

(4) L’assemblée générale mixte des actionnaires du 23 mai 2007 a fixé le plafond d’émission de valeurs mobilières représentatives de créances à 5 milliards d’euros.



Lors de l’assemblée générale mixte devant se tenir le 19 mai 2008, il sera proposé aux actionnaires de la Société le vote des autorisationsdécrites ci-dessous. La délégation donnée par l’assemblée générale mixte le 23 mai 2007 ayant le même objet produira ses effets jusqu’àson terme.

Titres concernésDurée de l’autorisation

et expiration

Montant nominal maximald’augmentation de capital

(en millions d’euros)

Attribution gratuite d'actions existantes au personnel 8 mois

19 janvier 2009

0,2% du capital

(ce pourcentage maximal ne s’imputant pas sur le montantnominal maximal global de 150 millions d’euros)

21.1.6 Capital social sous option

A la date d’enregistrement du présent document de référence, iln’existe aucune option ni aucun accord portant sur le capital dela Société.

Les options portant sur le capital de certaines sociétésmembres du Groupe ou accords en vue de placer le capital de

certaines sociétés membres du Groupe sous option sont décritsaux paragraphes 6.1.3.1.2.2.1.1.5 – « Marchés de court terme :Gaselys » et 6.1.3.2.3.2.2.1 – “Europe”.

21.1.7 Evolution du capital social au cours des trois derniers exercices

Date Evènement Montant du capital social en résultant

17 novembre 2004 Décret n° 2004-1223 du 17 novembre 2004 903 000 000 euros

28 avril 2005 Division de la valeur nominale de l’action pardeux 903 000 000 euros

7 juillet 2005 Ouverture du capital – Augmentation ducapital social d’un montant de 70 323 469

euros 973 323 469 euros

8 juillet 2005 Exercice de l’Option de Surallocation –Augmentation du capital social d’un montant

de 10 548 519 euros 983 871 988 euros

21.1.7.1 Ouverture du capital de la Société

L’ouverture du capital de la Société a pris la forme :

• d’un Placement Global Garanti auprès d’investisseursinstitutionnels en France et hors de France, pour un prix de23,40 euros par action ;

• d’une Offre à Prix Ouvert réservée aux investisseursparticuliers en France, pour un prix de 23,20 euros par action ;et

• d’une Offre Réservée Aux Salariés, pour un prix de 18,56 eurospour les formules avec décote et 23,20 euros pour la formulesans décote.

L’offre de marché a été affectée à 50% à l’Offre à Prix Ouvert età 50% au Placement Global Garanti (hors option desurallocation).

Les négociations des actions Gaz de France ont débuté le8 juillet 2005 à 12 heures sur l’Eurolist d’Euronext Paris.

Cette introduction en bourse s’est effectuée par la mise àdisposition du marché par l’Etat de 90 980 990 actions et par Gazde France de 80 871 988 actions (après exercice de l’option desurallocation, le 8 juillet 2005). En outre, l’Etat a mis 30 326 995actions (après exercice de l’option de surallocation, le 8 juillet2005) à la disposition des personnels et de certains ancienspersonnels de la Société ainsi que de certaines filiales dans lecadre de l’Offre Réservée Aux Salariés.

Ces évènements n’ont pas modifié les droits de vote attachésaux actions, tels que décrits aux paragraphes 18.2 – « Droits devote » ci-dessus et 21.2.3 – « Droits, privilèges et restrictionsattachés aux actions » ci-dessous.



21.1.7.2 Actions donnant droit à l’attribution d’actions gratuites

Les actions gratuites visées aux paragraphes 21.1.7.2.1 et 21.1.7.2.2 sont cédées par l’Etat à leurs bénéficiaires et ne donnent pas lieu àl’émission d’actions nouvelles.

21.1.7.2.1 Attribution d’actions gratuites dans le cadre de l’Offre à Prix Ouvert

Les personnes physiques de nationalité française ou résidentesen France ou ayant la qualité de ressortissant de l’un des Etatsparties à l’accord sur l’Espace Economique Européen (“EEE”)qui avaient acquis des actions de Gaz de France à l’occasion del’ouverture du capital de la Société, dans le cadre de l’Offre àPrix Ouvert, par le biais de réservations ou par le biais d’ordresA (ordres prioritaires) ont eu droit à :

• l’attribution d’une action gratuite pour dix actions acquises etconservées au moins 18 mois. Quel que soit le montant initial,le droit à attribution d’actions gratuites a été calculé dans lalimite d’un achat initial d’une contre-valeur ne dépassant pas4 575 euros. 3 847 797 titres ont été attribués gratuitementdans ce cadre le 15 janvier 2007 ; et

• la gratuité des droits de garde auprès des établissementsteneurs de compte pendant une période de 18 mois à compterde la date du règlement-livraison dans le cadre de l’Offre àPrix Ouvert.

Les personnes physiques de nationalité française ou résidentesen France ou ayant la qualité de ressortissant de l’un des Etatsparties à l’accord sur l’EEE qui avaient acquis des actions de Gazde France à l’occasion de l’ouverture du capital de la Société,dans le cadre de l’Offre à Prix Ouvert, par le biais d’ordres B(ordres non prioritaires), ainsi que les personnes moralesfrançaises ou ressortissantes d’un Etat partie à l’accord surl’EEE qui avaient acquis des actions de Gaz de France àl’occasion de l’ouverture du capital de la Société, dans le cadrede l’Offre à Prix Ouvert, par le biais d’ordres C, n’ont eu droit ni àl’attribution d’actions gratuites ni à la gratuité des droits degarde.

Les conditions d’attribution d’actions gratuites et de la gratuitédes droits de garde sont plus amplement décrites auxparagraphes 2.3.3.4 et 2.3.3.5 de la Note d’Opération visée parl’AMF le 22 juin 2005.

21.1.7.2.2 Attribution d’actions gratuites dans le cadre de l’Offre Réservée aux Salariés

Dans le cadre de l’Offre Réservée aux Salariés, les personnelsde Gaz de France ou de l’une de ses filiales, située en France ouà l’étranger, dont Gaz de France détenait directement ouindirectement plus de la majorité du capital social au jour del’ouverture de l’Offre Réservée aux Salariés ainsi que certainsanciens personnels (ensemble les “Ayants Droit”) ont pusouscrire des actions de Gaz de France donnant droit àl’attribution d’actions gratuites dans les proportions suivantes :

• Formule “Gaz Dispo” : une action gratuite pour trois actionsacquises et conservées de manière continue pendant un an,jusqu’à une valeur totale d’actions gratuites de 1 258 euros parsouscripteur toutes formules confondues. 177 860 titres ontété attribués gratuitement dans ce cadre le 8 septembre 2006 ;

• Formule “Gaz Plus” : une action gratuite pour deux actionsacquises et conservées de manière continue pendant trois ans,jusqu’à une valeur totale d’actions gratuites de 700 euros et,au-delà, une action gratuite pour quatre actions acquises dansla limite d’une valeur totale d’actions gratuites de 1 258 eurostoutes formules confondues ;

• Formule “Gaz Abond” (réservée aux Ayants Droit salariés,retraités ou pré-retraités des sociétés adhérentes du Pland’Epargne Groupe (“PEG”) (hors succursales étrangères) àcondition qu’ils soient éligibles au PEG et aux salariés dessuccursales et filiales étrangères adhérentes du Pland’Epargne Groupe International (“PEGI”) à condition qu’ilssoient éligibles au PEGI) : une action gratuite pour une actionacquise et conservée de manière continue pendant trois ans,jusqu’à une valeur totale d’actions gratuites de 700 euros et,au-delà, une action gratuite pour quatre actions acquises dansla limite d’une valeur totale d’actions gratuites de 1 258 eurostoutes formules confondues ;

• Formule “Gaz Transfert” (réservée aux Ayants Droit éligiblesau PEG et ayant conservé dans l’ancien plan EDF-Gaz deFrance des avoirs encore disponibles à la date d’ouverture del’offre Réservée aux Salariés) : une action gratuite pour quatreactions acquises et conservées de manière continue pendanttrois ans, jusqu’à une valeur totale d’actions gratuites de700 euros et, au-delà, une action gratuite pour six actionsacquises dans la limite d’une valeur totale d’actions gratuitesde 1 258 euros toutes formules confondues.


INFORMATIONS COMPLEMENTAIRESActe constitutif et statuts 21

Tableau : Proportions d’attribution d’actions gratuites aux Ayants Droit qui ont acquis des actions de Gaz de France dans le cadre del’Offre Réservée aux Salariés :

“Gaz Dispo” “Gaz Plus” “Gaz Abond” “Gaz Transfert”

Condition de détention Détention continue desactions acquises pendant

1 an

Détention continue des actions acquises pendant 3 ans

Taux d’actions gratuites 1 action gratuite pour3 actions acquises

1 action gratuite pour2 actions acquisesjusqu’à 700 eurosd’actions gratuites

1 action gratuite pour1 action acquise

jusqu’à 700 eurosd’actions gratuites

1 action gratuite pour4 actions acquisesjusqu’à 700 eurosd’actions gratuites

1 action gratuite pour4 actions acquises au-

delà


delà


delà

Dans la limite de 1 258 euros d’actions gratuites par souscripteur toutes formules confondues

Les caractéristiques principales de l’Offre Réservée aux Salariéssont exposées à la section 2.3.4 de la Note d’Opération visée parl’AMF le 22 juin 2005, qui décrit notamment les conditionsd’incessibilité et d’indisponibilité des actions acquises ou encore

leurs modalités de conservation et la charge des frais de garde yafférents ainsi que tous avantages octroyés aux Ayants Droitdans le cadre de l’Offre Réservée aux Salariés (notammentdécote et abondement).

21.1.7.3 Actionnariat de la Société

Le tableau ci-dessous récapitule l’évolution de la répartition du capital de la Société au cours des trois derniers exercices :

Pourcentage du capital

Actionnaires31 mars

200831 décembre

200731 décembre

200631 décembre

2005

Etat 79,8 % 79,8 %(*) 80,2 % 80,2 %

Public 16,8 % 18,1 % 17,5 % 17,5 %

Salariés 2 % 2 % 2,3 % 2,3 %

Auto-détention 1,4 % 0,1 % - -

(*) Suite à l'attribution d'actions gratuites cédées par l'Etat dans le cadre de l'Offre à Prix Ouvert, la participation de l'Etat est passée de 80,2% à 79,8%.

21.2 Acte constitutif et statuts

21.2.1 Objet social

L’objet social de Gaz de France figure à l’article 2 de sesstatuts :

“La Société a pour objet, en France et à l’étranger, de:

(a) prospecter, produire, traiter, importer, exporter, acheter,transporter, stocker, distribuer, fournir, commercialiser du gazcombustible ainsi que toute énergie;

(b) réaliser le négoce de gaz ainsi que de toute énergie;

(c) fournir des services de manière connexe aux activités précitées;

(d) assurer les missions de service public qui lui sont assignées par lalégislation et la réglementation en vigueur, en particulier par la loi

n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et dugaz, la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz etde l’électricité et au service public de l’énergie, ainsi que la loin° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricitéet du gaz et aux entreprises électriques et gazières;

(e) participer directement ou indirectement à toutes opérations ouactivités de toute nature pouvant se rattacher à l’un des objetsprécités, ou de nature à assurer le développement du patrimoinesocial y compris des activités de recherche et d’ingénierie, par voiede création de sociétés ou d’entreprises nouvelles, d’apport, desouscription ou d’achat de titres ou de droits sociaux, de prisesd’intérêt et de participations, sous quelque forme que ce soit, danstoutes entreprises ou sociétés, existantes ou à créer, de fusion,d’association ou de toute autre manière;


21 INFORMATIONS COMPLEMENTAIRESActe constitutif et statuts

(f) créer, acquérir, louer, prendre en location-gérance tous meubles,immeubles et fonds de commerce, prendre à bail, installer, exploitertous établissements, fonds de commerce, usines, ateliers serapportant à l’un des objets précités;

(g) prendre, acquérir, exploiter ou céder tous procédés et brevetsconcernant les activités se rapportant à l’un des objets précités;

(h) et plus généralement réaliser toutes opérations et activités de toutenature, industrielle, commerciale, financière, mobilière ouimmobilière, y compris de services ou de recherche, se rattachantdirectement ou indirectement, en totalité ou en partie, à l’unquelconque des objets précités, à tous objets similairescomplémentaires ou connexes ainsi qu’à ceux de nature à favoriserle développement des affaires de la Société.”

21.2.2 Stipulations statutaires relatives aux organes d’administration et de direction –Règlement du conseil d’administration

Voir chapitre 16 – “Fonctionnement des organes d’administration et de direction”.

21.2.3 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions

Les actions de la Société sont toutes de même catégorie. Iln’existe aucune disposition dans les statuts instaurant unediscrimination entre les actionnaires du fait de la détention parcertains d’entre eux d’un nombre d’actions substantiel.

Au cours de toute assemblée générale, chaque actionnaire aautant de voix qu’il possède ou représente d’actions libérées desversements exigibles, sans autres limitations que celles quipourraient résulter des dispositions légales. Il n’existe pas declause statutaire prévoyant un droit de vote double ou multipleen faveur des actionnaires de Gaz de France.

Aux termes de l’article 10 des statuts de la Société, chaqueaction donne droit, dans la propriété de l’actif social et dans lepartage des bénéfices et du boni de liquidation, à une partproportionnelle à la quotité du capital qu’elle représente. Lesdividendes non réclamés sont prescrits au profit de l’Etat àl’issue d’un délai de cinq ans à compter de leur mise enpaiement.

Tous les titres, tant anciens que nouveaux, pourvu qu’ils soientdu même type et de même capital libéré d’un même montant,sont entièrement assimilés à partir du moment où ils portentmême jouissance ; dans les répartitions éventuelles debénéfices comme au cas de remboursement total ou partiel deleur capital nominal, ils reçoivent alors le même montant net,l’ensemble des taxes et impôts auxquels ils peuvent être soumisétant répartis uniformément entre eux.

Les actionnaires ne supportent les pertes qu’à concurrence deleurs apports.

En outre, chaque action donne droit au vote et à lareprésentation dans les assemblées générales, dans lesconditions légales et statutaires. La propriété d’une actionemporte de plein droit adhésion aux statuts de la Société et àtoutes décisions des assemblées générales des actionnaires dela Société.

Chaque fois qu’il est nécessaire de posséder plusieurs actionspour exercer un droit quelconque, en cas d’échange, deregroupement ou d’attribution d’actions, ou en conséquenced’augmentation ou de réduction de capital, de fusion ou autreopération sociale, les propriétaires d’actions isolées ou ennombre inférieur à celui requis ne peuvent exercer ce droit qu’àla condition de faire leur affaire personnelle du groupement et,éventuellement, de l’achat ou de la vente d’actions ou droitsnécessaires.

Aux termes de l’article 12 des statuts, les actions sontindivisibles à l’égard de la Société. Les copropriétaires d’actionsindivises sont représentés aux assemblées générales par l’und’eux ou par un mandataire unique. En cas de désaccord, lemandataire est désigné en justice à la demande ducopropriétaire le plus diligent. Le droit de vote attaché à l’actionappartient à l’usufruitier dans les assemblées généralesordinaires et au nu-propriétaire dans les assemblées généralesextraordinaires.

21.2.4 Modification des droits attachés aux actions

Les droits attachés aux actions tels qu’ils figurent dans lesstatuts de la Société ne peuvent être modifiés que parl’assemblée générale extraordinaire des actionnaires. Voirégalement paragraphe 21.1 – "Capital social".

Toute augmentation des engagements des actionnaires doit êtredécidée à l’unanimité des actionnaires.

21.2.5 Assemblées générales

21.2.5.1 Convocation

Les assemblées générales ordinaires et extraordinaires et, lecas échéant, les assemblées spéciales, sont convoquées, se

réunissent et délibèrent dans les conditions prévues par la loi.Elles sont réunies au siège social ou en tout autre lieu indiquédans l’avis de convocation.


INFORMATIONS COMPLEMENTAIRESActe constitutif et statuts 21

21.2.5.2 Conditions d’admission

Tout actionnaire a le droit d’assister aux assemblées à conditionque ses actions soient libérées des versements exigibles.

Tout actionnaire, quel que soit le nombre d’actions qu’ilpossède, doit, pour avoir le droit d’assister aux assembléesgénérales et participer aux délibérations personnellement oupar mandataire, justifier, dans les conditions légales, del’enregistrement comptable de ses titres à son nom ou à celuide l’intermédiaire inscrit pour son compte en application del’article L. 228-1 alinéa 7 du Code de commerce, soit dans lescomptes de titres nominatifs tenus par la Société, soit dans lescomptes de titres au porteur tenus par l’intermédiaire habilité,dans les délais et suivant les modalités fixés par l’article R.225-85 du code de commerce.

Le conseil d’administration peut, s’il le juge utile, faire remettreaux actionnaires des cartes d’admission nominatives etpersonnelles et exiger la production de ces cartes pour l’accès àl’assemblée générale.

Si le conseil d’administration le décide au moment de laconvocation de l’assemblée, les actionnaires pourront participerà l’assemblée par visioconférence ou par tous moyens de

télécommunication ou télétransmission, y compris Internet,permettant leur identification dans les conditions et suivant lesmodalités fixées par la réglementation en vigueur. Le caséchéant, cette décision est communiquée dans l’avis de réunionpublié au Bulletin des Annonces Légales Obligatoires (BALO).

Tout actionnaire peut se faire représenter par son conjoint oupar un autre actionnaire dans toutes les assemblées. Il peutégalement voter par correspondance dans les conditionslégales, après avoir fait attester de sa qualité d’actionnaire, cinqjours au moins avant la réunion de l’assemblée, par ledépositaire du ou des certificats d’inscription oud’immobilisation de ses titres. A compter de cette attestation,l’actionnaire ne peut choisir un autre mode de participation àl’assemblée générale. Pour être retenu, le formulaire de votedoit être reçu par la Société au plus tard trois jours avant la datede la réunion de l’assemblée.

Les propriétaires de titres mentionnés au troisième alinéa del’article L.228-1 du Code de commerce (propriétaires qui n’ontpas leur domicile sur le territoire français, au sens de l’article102 du Code civil) peuvent se faire représenter, dans lesconditions prévues par la loi, par un intermédiaire inscrit.

21.2.5.3 Commissaire du Gouvernement

La loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur del’énergie, modifiant la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, prévoit, encas de privatisation de Gaz de France, que le ministre en charge

de l’énergie nomme un commissaire du Gouvernement qui peutprésenter des observations à toute assemblée générale.

21.2.6 Clauses restreignant le changement de contrôle de la Société

Aux termes de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, telle quemodifiée par la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006, l’Etat doitdétenir à tout moment plus du tiers du capital de la Société(5).

Dans la mesure où la Société appartient actuellement ausecteur public français, la cession de son contrôle au secteur

privé est subordonné à l’application des procédures prévues parla loi n°86-912 du 6 août 1986 relative aux modalités deprivatisations, telle que modifiée par la loi n° 93-923 du 19 juillet1993. Aussi, le transfert de la Société au secteur privé a-t-il étépréalablement autorisée par décret n° 2007-1784 du19 décembre 2007.

21.2.7 Franchissement de seuils statutaires

L’article 9.3 des statuts de la Société prévoit que toute personnephysique ou morale, agissant seule ou de concert, qui vient àdétenir, directement ou indirectement, une fraction – du capitalou des droits de vote ou de titres donnant accès à terme aucapital de la Société – égale ou supérieure à 0,5%, a l’obligationd’en informer la Société par lettre recommandée avec accusé deréception dans un délai de cinq jours de bourse à compter dufranchissement dudit seuil de 0,5%. Cette information doitpréciser l’identité de la personne concernée ainsi que celle despersonnes agissant de concert avec elle et indiquer le nombretotal d’actions, de droits de vote ou de titres donnant accès àterme au capital que cette personne possède seule directementou indirectement ou encore de concert. Cette obligation

d’information porte également sur la détention de chaquefraction additionnelle de 0,5% du capital ou des droits de vote oude titres donnant accès à terme au capital de la Société. Cettemême obligation d’information s’applique selon les mêmesdélais en cas de franchissement à la baisse du seuil de 0,5% oud’un multiple de celui-ci.

L’intermédiaire inscrit comme détenteur d’actionsconformément au troisième alinéa de l’article L.228-1 du Codede commerce est tenu, sans préjudice des obligations despropriétaires des actions, d’effectuer les déclarations ci-dessuspour l’ensemble des actions au titre desquelles il est inscrit.

(5) La décision n° 2006-543 DC du Conseil Constitutionnel du 30 novembre 2006 précise que le transfert effectif au secteur privé de Gaz de France ne pourra prendre effet qu’à compter du1er juillet 2007.


21 INFORMATIONS COMPLEMENTAIRESActe constitutif et statuts

Aux termes des dispositions de l’article L.233-14 du Code decommerce, à défaut d’avoir été régulièrement déclarées, lesactions excédant la fraction qui aurait dû être déclaréeconformément aux dispositions statutaires identifiées ci-dessus,lorsqu’elles sont admises aux négociations sur un marchéréglementé d’instruments financiers, sont privées du droit devote pour toute assemblée d’actionnaires qui se tiendrait jusqu’àl’expiration d’un délai de deux ans suivant la date derégularisation de la notification. Cette suspension doit avoir fait

l’objet d’une demande d’un ou de plusieurs actionnairesdétenant une fraction au moins égale à 0,5% du capital ou desdroits de vote de la Société et être consignée dans le procès-verbal de l’assemblée générale.

A la date d’enregistrement du document de référence, la Sociétéa reçu d’une société des déclarations de franchissement à lahausse et à la baisse du seuil statutaire de 0,5% du capital etdes droits de vote.

21.2.8 Modifications du capital social

Aux termes de l’article 6 des statuts de la Société, le capital social peut être augmenté, réduit ou amorti dans les conditions prévues parla loi.


22 CONTRATS IMPORTANTS

22.1 CONTRATS CONCLUS EN 2006 P.313 22.2 CONTRATS CONCLUS EN 2005 P.314

Figure ci-après un résumé des contrats importants, autres que les contrats conclus dans le cadre normal des affaires, conclus par touteentité du groupe au cours des deux années précédant la date d’enregistrement du présent document de référence.

22.1 Contrats conclus en 2007Acquisition de la société Eoliennes de la Haute Lys

Le 11 décembre 2007, Gaz de France a finalisé l'acquisition de100 % de la société Eoliennes de la Haute-Lys auprès deSéchilienne-Sidec et de Sofinerg qui en détenaientrespectivement 40 % et 60 %. La société Eoliennes de laHaute-Lys exploite dans le Pas-de-Calais un parc éolien de37,5 MW mis en service fin 2004.

Renouvellement des contrats d’approvisionnement conclus

avec Sonatrach

Le 4 décembre 2007, Sonatrach et Gaz de France ont conclu unprotocole d’accord prévoyant la prolongation des contratsd’approvisionnement en GNL jusqu’au 31 décembre 2019,contrats qui portent sur 10 milliards de m3 représentant environ15 % des approvisionnements de Gaz de France pour unmontant annuel de l’ordre de 2,5 milliards d’euros. Cet accordconfirme la volonté de Gaz de France et Sonatrach dedévelopper leurs activités de négoce de GNL sur d’autresmarchés ; il confirme également, dans le domaine del’exploration-production, le rôle d’opérateur que Gaz de Francetiendra dans l’exploitation du gisement de Touat.

Conclusion d’un contrat en vue de l’acquisition d’une

participation de 45 % dans la licence d’Alam El Shawish West

en Egypte

Le 5 novembre 2007, Gaz de France a conclu l'acquisition,auprès de la société Vegas Oil & Gas, d'une participation de 45 %dans la licence d'Alam El Shawish West en Egypte. Cette licence,qui couvre une superficie de 1 075 km2, est située dans le bassind'Abu Gharadig (désert occidental), à environ 250 km ausud-ouest d'Alexandrie. Cette acquisition, qui était soumise àl'approbation des autorités égyptiennes, a été réalisée le 5 mars2008, avec une date d’effet au 1er juillet 2007.

Signature d’un contrat d’approvisionnement en gaz naturel

avec GVM

En octobre 2007, Gaz de France et la société suisse GasverbundMittelland AG (GVM) ont signé un contrat d'approvisionnementd'une durée de dix ans. Aux termes de cet accord, Gaz de Francelivrera 2 TWh de gaz naturel par an à GVM, soit environ 200millions de m3, de 2010 à 2020. GVM, avec 33,5 % de part demarché, est la plus importante des quatre sociétés gazièresrégionales en Suisse.

Acquisition de 95 % du groupe Erelia

Le 19 septembre 2007, Gaz de France a signé un contrat portantsur l'acquisition de 95 % du groupe Erelia, qui assure ledéveloppement et l'exploitation de parcs éoliens en France.Cette opération a été finalisée le 5 novembre 2007.

Acquisition de 59 % de Depomures

Le 3 octobre 2007, Gaz de France a finalisé l’acquisition d’uneparticipation de 59 % dans le deuxième opérateur de stockagede gaz naturel en Roumanie, Depomures, qui gère le site deTirgu Mures, dans le Nord du pays. Ce stockage, constitué dansun gisement épuisé (« déplété »), a une capacité de 300 millionsde m3 de gaz naturel. Gaz de France a acquis cette participationauprès des groupes Azomures (50 %) et Infochem (9 %), le restedu capital étant détenu par la société gazière nationale Romgaz(40 %) et des actionnaires minoritaires (1 %). Déjà présent àhauteur de 65 % dans Amgaz, troisième opérateur de stockageroumain avec une capacité de 40 millions de m3 de gaz naturel,Gaz de France devient ainsi le premier investisseur privé sur lemarché du stockage en Roumanie.

Acquisition de 20 % d’Energie Investimenti auprès de Camfin

En septembre 2007, Gaz de France a exercé auprès de Camfinl'option lui permettant d'acquérir une part supplémentaire de20 % dans Energie Investimenti, pour un montant de 40 millionsd'euros. Grâce à cette transaction, Gaz de France détientaujourd'hui une participation de 60 % dans Energie Investimenti,Camfin détenant les 40 % restants. Energie Investimenti est unejoint venture opérant dans le secteur du gaz naturel en Italie.Energie Investimenti détient un portefeuille composé de 850 000clients particuliers et petites entreprises, mais vend égalementdu gaz naturel auprès de grands clients industriels sous lamarque Gaz de France energY. Avec plus de 3 milliards demètres cubes de gaz naturel vendus par an, Energie Investimentise positionne comme l'un des tout premiers opérateurs italiens.

Conclusion d’un contrat en vue du développement d’un

important site de stockage à Stublach (Royaume-Uni)

En août 2007, Gaz de France a conclu un accord avec la sociétéINEOS Enterprises pour le développement d'un projet destockage de gaz naturel en cavités salines à Stublach, dans leNord-Ouest de l'Angleterre. La capacité totale du site pourraatteindre 400 millions de mètres cubes. Le Groupe en assureral'exploitation dans le cadre d'un contrat d'exploitation de 30 ans,jusqu'en 2037. Les premières mises en service interviendront en2013. INEOS Enterprises assurera les opérations de lessivagedes cavités. Ce site de stockage sera l'un des plus importants auRoyaume-Uni et renforcera la sécurité d'approvisionnement dumarché britannique. L'investissement total de développementest estimé à environ 350 millions de livres sterling, soit environ500 millions d'euros.

Signature d’un contrat d’approvisionnement avec Norsk Hydro

Le 5 juillet 2007, Gaz de France a signé un nouvel accord avec lasociété norvégienne Norsk Hydro portant sur la livraison de


22 CONTRATS IMPORTANTSContrats conclus en 2006

800 millions de mètres cubes de gaz naturel par an auRoyaume-Uni, pendant 4 ans. Norsk Hydro est actuellement ledeuxième fournisseur de Gaz de France en gaz norvégien, quireprésente 21 % du portefeuille d'approvisionnement du Groupe.Cet accord s'inscrit dans la stratégie de développement de Gazde France au Royaume-Uni, où sa filiale Gaz de France ESSdétient une position significative dans le négoce d'énergie, avecune part de marché d'environ 15 % pour les ventes de gaznaturel aux secteurs industriel et tertiaire.

Acquisition par GDF Britain de participations dans dix licences

offshore en Mer du Nord

En mars 2007, GDF Britain a acquis des participations dans dixlicences offshore de la société CGGVeritas : sept sont situées enmer du Nord centrale et trois à l'ouest des îles Shetland, sur leplateau continental britannique. Les licences acquises incluentun intérêt de 15 % dans la découverte Ockley du bloc 30/01d etun intérêt de 30 % dans la découverte Milburn du bloc 22/22c.Les autres actifs comprennent une participation de 10 % dans leprospect Handcross du bloc 204/19c, situé à l'ouest des îlesShetland, ainsi que deux autres licences dans cette zone, troislicences obtenues à 100 % dans le cadre du 23ème Round et unelicence attribuée en totalité lors du 24ème Round.

Conclusion d’un contrat long terme d’accès au terminal de

Sabine Pass (USA)

En avril 2007, Gaz de France a signé avec la société ChenièreEnergy Inc des accords permettant à Gaz de France de livrer 12cargaisons de GNL par an sur une durée de 15 ans au terminalméthanier de Sabine Pass, terminal qui devrait être mis enservice fin 2008. Chenière pourra quant à elle livrer les mêmesquantités de GNL au terminal d’Isle of Grain (Royaume-Uni)dans lequel Gaz de France détient des capacités d’importation.Ces accords permettent à Gaz de France de renforcer saposition aux Etats Unis, de disposer de capacités d’arbitrageentre les différents marchés et de renforcer sa position deleader mondial dans le domaine du GNL.

Acquisition par Cofathec Servizi de sept centrales de

cogénération en Italie

En décembre 2007, Cofathec Servizi a signé avec Edison SpA unaccord pour l’acquisition de sept centrales de cogénération enItalie. Grâce à cet accord, Cofathec devient un des dix premiersproducteurs d’énergie électrique en Italie et prend la position deleader dans les services énergétiques. Cet accord a permisl’acquisition effective, en avril 2008, de 6 centrales decogénération, un des actionnaires ayant exercé son droit depréemption sur l’une des sept centrales faisant l’objet del’accord.

22.2 Contrats conclus en 2006Protocole d’intention entre Gaz de France et Electrabel

Gaz de France et Suez, via sa filiale Electrabel, ont conclu le10 janvier 2006 un projet de partenariat industriel qui vise àdévelopper et diversifier leurs productions etapprovisionnements respectifs en électricité.

Electrabel et Gaz de France sont convenus de développer demanière coordonnée les deux projets de centrales à cyclecombiné gaz naturel d’environ 425 MWel chacune qu’ilsenvisageaient de réaliser séparément dans la zone deFos-sur-Mer :

• sur le site de Sollac Méditerranée pour Gaz de France (mise enservice prévue en 2009),

• sur un terrain loué au Port Autonome de Marseille pourElectrabel (mise en service prévue en 2009).

Aux termes de cet accord, Electrabel et Gaz de France prévoientde rechercher activement les synergies qu’ils pourraient mettreen œuvre entre ces deux projets, en particulier dans lesdomaines de l’ingénierie, de l’exploitation et de la maintenance.Ils souhaitent également bénéficier de l'effet de taille d'unpérimètre d'équilibre élargi.

En outre, ce protocole d’accord envisage des participationscroisées au capital des sociétés propriétaires des actifsrespectifs et des contrats réciproques de mise à disposition decapacités.

Renouvellement des contrats de fourniture de gaz conclus

avec Gazprom

Gaz de France et Gazprom ont conclu le 19 décembre 2006 unaccord pour prolonger jusqu’en 2030 les contrats existants defourniture de gaz naturel qui représentent aujourd'hui environ12 milliards de mètres cubes par an. A partir de fin 2010, Gaz deFrance recevra des volumes additionnels atteignant 2,5 milliardsde mètres cubes de gaz naturel par an ; ces volumes seronttransportés par le Nord Stream, ouvrage projeté par Gazpromsous la mer baltique entre la Russie et l'Allemagne.

Conclusion d’un contrat de fourniture de gaz avec Sonatrach

Gaz de France et Sonatrach ont conclu le 18 novembre 2006 unaccord portant sur l’achat d’environ 1 milliard de mètres cubesde gaz naturel algérien par an à compter de la mise en servicedu gazoduc Medgaz prévue pour 2009 et pour une durée de20 ans.

Cet accord permet à Gaz de France de poursuivre ladiversification de ses approvisionnements et de renforcer saposition sur le marché européen du gaz naturel, notamment surle marché espagnol.

Le gaz naturel sera transporté dans Medgaz, le projet degazoduc sous-marin reliant directement l’Algérie à l’Espagne,conformément à l’accord conclu le 30 novembre 2006 entre Gazde France et la société Medgaz dont Gaz de France estactionnaire à hauteur de 12%.

Création de Maïa Eolis

Gaz de France et Maïa Sonnier ont signé le 1er septembre 2006un protocole d'accord portant sur la constitution d’une sociétécommune, Maïa Eolis, détenue à 49 % par le Groupe Gaz de


CONTRATS IMPORTANTSContrats conclus en 2006 22

France et à 51% par Maïa Sonnier, en charge d'assurer ledéveloppement des deux groupes dans l'énergie éolienne.L’opération d’un montant de 112 millions d’euros environ pourGaz de France a été finalisée le 22 décembre 2006.

Depuis 2001, Maïa Sonnier avait développé une filière énergiesnouvelles qui détenait et exploitait quatre parcs éoliensreprésentant une puissance installée globale de 48 MWel etdéveloppait plusieurs projets en France à hauteur de 550 MWel.Cette filière énergies nouvelles a été apportée à Maïa Eolis lorsde sa création.

Maïa Eolis est opérationnelle depuis la fin 2006. Elle assure ledéveloppement, la maîtrise d'œuvre de construction etl'exploitation de parcs éoliens.

Cession de la participation détenue dans KGM

Gaz de France a cédé en juillet 2006 sa participation de 17,5%dans la joint-venture kazakhe KazGerMunai (KGM) àKasMunaiGas pour un montant de 350 millions de dollars.



23 INFORMATIONS PROVENANT DE TIERS,DECLARATIONS D’EXPERTS ETDECLARATIONS D’INTERET

23.1 Déclarations ou rapportsNon applicable

23.2 Informations provenant de tiersNon applicable



24 DOCUMENTS ACCESSIBLES AU PUBLIC

Pendant la durée de validité du présent document de référence, les documents suivants (ou copie de ces documents) peuvent, le caséchéant, être consultés :

(a) l'acte constitutif et les statuts de la Société ;

(b) tous rapports, courriers et autres documents, informations financières historiques, évaluations et déclarations établis par un expert àla demande de la Société, dont une partie est incluse ou visée dans le présent document de référence ;

(c) les informations financières historiques de la Société et de ses filiales pour chacun des deux exercices précédant la publication duprésent document de référence.

Les documents ci-dessus peuvent être consultés au siège social de la Société, auprès de la Direction Juridique – Service Sociétés, 23 ruePhilibert Delorme 75840 Paris Cedex 17.

Le document d’information annuel figurant en Annexe F du présent document de référence reprend l’ensemble des informations renduespubliques par le groupe Gaz de France depuis le 1er janvier 2007.



25 INFORMATIONS SUR LES PARTICIPATIONS

Pour les informations concernant les entreprises dans lesquelles Gaz de France détient une fraction du capital susceptible d’avoir uneincidence sur l’appréciation de son patrimoine, voir paragraphe 6.1.3 – “Description des activités”. Voir aussi chapitre 9 – “Examen de lasituation financière et du résultat”.



ANNEXE ATableau des unités de mesure de gaz et des autres produits énergétiques

Unités de conversion

1 kWh = 0,09m3 de gaz naturel (soit 1 m3 de gaz = 11 kWh)

1 GWh = 91 000 m3 de gaz naturel

1 TWh = 1 milliard de kWh = 91 millions de m3

1 milliard de m3 de gaz = 6,2 millions de barils équivalent pétrole (Mbep)

Les unités de conversion mentionnées ci-dessus sont celles couramment utilisées par les professionnels du gaz naturel. Elles sont fournies àtitre purement indicatif dans ce document.



ANNEXE BGlossaire

Accès des Tiers au Réseau

Droit reconnu à chaque utilisateur (client éligible, distributeur,producteur) d’utilisation d’un réseau de transport ou dedistribution contre le paiement d’un droit d’accès.

Accès négocié des Tiers aux réseaux

Les conditions d’accès au réseau sont négociées entre legestionnaire du réseau et les acteurs du marché (client éligibles,producteurs, etc.) au cas par cas.

Accès réglementé des Tiers au Réseau

Dans le cas de l’ATR régulé, les tarifs d’utilisation du réseausont proposés par le régulateur français. Les conditions d’accèssont transparentes et non-discriminatoires vis-à-vis desutilisateurs.

Amont

Activités d’exploration et de production d’hydrocarbures.

Aval

Activités de transport, de distribution et de stockage de gaznaturel et services associés.

Biomasse

Masse de matière organique non fossile d’origine biologique.Une partie de ce gisement peut être éventuellement exploitableà des fins énergétiques.

Bloc de détente

Ensemble groupé d’appareils, de pièces et de tuyauteries dont lafonction essentielle est de détendre un gaz d’une pressionamont variable à une pression aval réglée à une valeur deconsigne.

Branchement

Ouvrage de transport assurant la liaison entre le réseau detransport et un ou des postes de livraison, et destinéexclusivement ou principalement à l'alimentation d'un client oud'un réseau de distribution. Le branchement fait partie duréseau.

Capacité de transport

Charge maximale admissible en permanence d’un moyend’exploitation en tenant compte de la stabilité de ses paramètresde fonctionnement et de la chute de pression.

Centrale à cycle combiné

Centrale électrique comprenant un générateur à turbine à gazdont les gaz d’échappement alimentent une chaudière. Lavapeur produite dans la chaudière entraîne un turbo-générateur.

Centrale à production combinée

Centrale thermique dans laquelle la vapeur produite dans deschaudières passe dans des turbo-générateurs afin de produirede l’électricité.

Client éligible

Consommateur d’électricité ou de gaz autorisé, pour alimenterun de ses sites ou revendre de l’énergie, à s’adresser à un ouplusieurs fournisseurs d’électricité ou de gaz de son choix.

Cogénération

Technique permettant, à partir d’un seul combustible qui peutêtre le gaz naturel, de produire simultanément de la chaleur(vapeur ou eau surchauffée ou mélange d’air et de produits decombustion) et de l’électricité.

Commercialisateur

Activité de vente de gaz et d’autres énergies à des tiers (clientfinal, distributeur, etc.).

Conduite

Canalisations ou tuyauteries transportant le gaz naturel. Ellespeuvent être selon les cas, en cuivre, en acier, en fonte ou enpolyéthylène.

Contrat d'accès au stockage

Contrat liant l’opérateur de stockage et un expéditeur pour uneprestation d'accès aux installations de stockage de gaz naturelsur un ou plusieurs groupements de stockage.

Contrat d'accès au terminal méthanier

Contrat liant l’opérateur de terminal méthanier et un expéditeur,et définissant les conditions de réception, de stockage et deregazéification de cargaisons de GNL livrées par l'expéditeur àun terminal méthanier.

CRE

La Commission de Régulation de l’Energie est une autoritéadministrative indépendante. Elle a été mise en place pour larégulation de l’électricité par la loi du 10 février 2000 et sescompétences ont été élargies au secteur du gaz par la loi du 3janvier 2003. Elle a pour mission essentielle de veiller à la miseen œuvre effective de l’accès aux infrastructures électriques etgazières dans des conditions transparentes et nondiscriminatoires et elle dispose depuis la loi du 7 décembre 2006


B ANNEXE

d’un pouvoir réglementaire. Plus généralement, son rôle est deveiller au bon fonctionnement des marchés du gaz et del’électricité.

Développement (d’un champ gazier ou pétrolier)

Ensemble des opérations et réalisations entreprises pour lamise en production d’un gisement.

Exploration

Ensemble des méthodes mises en œuvre pour découvrir denouveaux gisements d’hydrocarbures.

Facilities management

Ensemble des prestations complémentaires à la fournitured’énergie pouvant être apportées à un client (maintenance etpetites réparations, etc.).

Fournisseur

Personne morale, titulaire d’une autorisation, en gaz ou s’étantdéclarée auprès des pouvoirs publics, en électricité, quialimente au moins un consommateur final en électricité ou engaz, soit à partir d’une énergie qu’il a produite lui-même, soit àpartir d’une énergie qu’il a achetée (négociant).

Gaz coussin

Quantité de gaz emmagasinée dans un stockage souterrain etqui peut ne pas être complètement récupérée après soninjection.

Gaz de ville

Gaz distribué autrefois appelé gaz d’éclairage. Il a été remplacépar le gaz naturel.

Gazoduc

Canalisation assurant le transport d’un gaz sous haute pressionet à longue distance. Les gazoducs peuvent être raccordés à desréseaux internationaux.

Gaz naturel liquéfié (GNL)

Gaz naturel mis en phase liquide par l’abaissement de satempérature à -162°C permettant de réduire 600 fois sonvolume.

Gaz naturel véhicules (GNV)

Composé à 100% de gaz naturel, il est essentiellement utilisédans les transports urbains et les véhicules de propreté.

Gaz utile

Gaz disponible à l’intérieur d’un stockage souterrain.

Gisement

Ensemble de roches poreuses contenant des hydrocarbures.

Hub gazier

Point de jonction d’un réseau de transport où arrive le gaz enprovenance de plusieurs sources et qui offre la possibilitéphysique d’échanger des volumes de gaz entre ces sources etles marchés finaux.

Liquéfaction du gaz naturel

Transformation du gaz naturel de la forme gazeuse à la formeliquide pour son transport par navire et/ou son stockage.

Marché spot

Marché sur lequel s’opèrent les transactions d’échange etd’achat/vente d’énergies livrables à court terme.

Méthanier

Navire transportant dans ses soutes du gaz naturel liquéfiérefroidi à -162°C.

Modulation

Terme désignant l’écart entre les conditions réelles deconsommation de gaz par un client et celles correspondant à unenlèvement régulier sur l’année de sa consommationjournalière moyenne. La couverture des variations deconsommation (journalière, hebdomadaire ou saisonnière) estgénéralement assurée par les stockages souterrains, auxquelsles clients et leurs fournisseurs peuvent avoir accès, soitdirectement (dans les pays où un accès des tiers aux stockages– régulé ou négocié – est prévu) ou sous la forme d’uneprestation de service de modulation (cas de la France).

Négociant

Fournisseur de gaz ou d’électricité qui achète de l’énergieauprès d’un autre fournisseur afin de revendre à des clientsfinals ou des négociants.

Off shore

Installation de forage pétrolier ou gazier sous-marin, sur plate-forme.

Ouvrages de raccordement

Ensemble des ouvrages assurant le raccordement d'un site deconsommation ou d'un réseau de distribution au réseau detransport. Les ouvrages de raccordement sont constitués d'unou plusieurs branchements et d'un ou plusieurs postes delivraison.

Point d’échange de gaz (PEG)

Point virtuel, rattaché à une zone d’équilibrage, où un expéditeurpeut céder du gaz à un autre expéditeur.


ANNEXE BProducteur

Personne physique ou morale qui produit du gaz naturel et/ oude l’électricité. Le producteur est un fournisseur.

Production (d’un champ gazier ou pétrolier)

Phase d’exploitation commerciale d’un gisementd’hydrocarbures.

Raccordement

Action qui permet de relier physiquement un utilisateur auréseau.

Réseau de distribution

Réseau destiné à la distribution du gaz naturel (à moyenne oubasse pression) à l’intérieur d’une région délimitée ou d’uneentreprise.

Réseau de transport

Réseau servant à acheminer l’énergie à haute pression ( > 60bars) vers les réseaux de distribution situés en aval.

Réseau principal

Ensemble d’ouvrages de transport de gaz naturel à hautepression et de grand diamètre, qui relient entre eux les pointsd'interconnexion avec les réseaux de transport voisins, lesstockages et les terminaux méthaniers. A ces ouvrages sontrattachés les réseaux régionaux ainsi que certainsconsommateurs industriels et réseaux de distribution.

Réseau régional

Ensemble d'ouvrages de transport à haute pression et de granddiamètre qui relient entre eux les points d’interconnexion avecles réseaux de transport voisins, les stockages et les terminauxméthaniers. Les réseaux régionaux, les réseaux de distributionainsi que certains consommateurs industriels y sont rattachés.

Réserves (d’un gisement)

Volume de pétrole ou de gaz piégé dans une roche.

Réserves probables

Estimation des quantités d’hydrocarbures que l’on peut extrairedans l’avenir, à partir des gisements existants et avec uneprobabilité d’au moins 50% d’après les données géologiques ettechniques. L’extraction doit répondre à des critèreséconomiques qui tiennent compte d’une évolution des prix dansle futur, de la valorisation des hydrocarbures et des taux dechange.

Réserves prouvées

Estimation des quantités de pétrole brut, de gaz naturel et deliquides de gaz naturel sur la base de données géologiques ettechniques avec l’assurance raisonnable de pouvoir extraire cesquantités au cours des années à venir à partir de gisements

existants ou sous certaines conditions économiques etopérationnelles, à savoir les prix et les coûts à la date à laquellel’estimation est faite.

Réserves prouvées développées

Réserves qui peuvent être produites à partir d’installationsexistantes.

Réserves prouvées non développées

Réserves qui nécessitent le forage de nouveaux puits sur dessurfaces vierges ou des investissements significatifssupplémentaires à partir d’installations existantes, comme uneunité de compression.

Ressources

Quantités d’hydrocarbures découvertes pour lesquelles il existeun risque technique, économique ou commercial qui ne garantitpas totalement l’extraction de ces quantités. Equivalent àréserves techniques.

Sécurité d’approvisionnement

Garantie de disposer à tout instant d’énergie en quantité et enqualité voulues, dans des conditions économiques données.

Site de stockage

Ensemble d'ouvrages, d'installations et de systèmes, constituénotamment de structures souterraines telles que des cavités encouches salines ou des roches poreuses en nappe aquifère, depuits, de canalisations, d'installations de compression, detraitement, de mesure, de détente, de systèmes detransmission, de systèmes informatiques, etc.

Stockage souterrain

Utilisation de formations géologiques poreuses, de cavitésnaturelles ou créées artificiellement (salines ou aquifères) pourle stockage des hydrocarbures liquides ou gazeux.

Take-or-pay

Contrat de long terme, où le producteur garantit la mise àdisposition du gaz auprès d’un opérateur, et où cet opérateurgarantit le paiement, qu’il prenne livraison du gaz ou non.

Tarifs administrés

Tarifs de vente aux clients non éligibles et aux clients éligiblesn’ayant pas exercé leur éligibilité.

Terminal méthanier

Installation portuaire, avec installations annexes, destinées àaccueillir des navires transportant du gaz naturel liquéfié (GNL).

Zone d’équilibrage

Ensemble comprenant des points d’entrée, des points delivraison et un point d’échange de gaz au sein duquell’expéditeur doit assurer un équilibrage.



ANNEXE CRapport du Président du conseil d'administration sur les conditions de préparation etd'organisation des travaux du conseil d'administration et les procédures de contrôle interne(exercice 2007)

Préambule

En application des dispositions de l’article L.225-37 du code decommerce, le président du conseil d’administration rend comptedans le présent rapport :

• des conditions de préparation et d’organisation des travaux duconseil ainsi que des procédures de contrôle interne mises enplace par la société,

• des limitations que le conseil apporte aux pouvoirs duprésident – directeur général,

• des principes et des règles arrêtés par le conseild'administration pour déterminer les rémunérations etavantages de toute nature accordés aux mandataires sociaux.

Ce rapport, préparé par la direction de l’audit et des risques, aété réalisé en collaboration avec la direction financière, ladirection de la communication, la direction du développementdurable, la direction juridique, la direction des systèmesd’information groupe, la direction de la stratégie, la délégationaux cadres dirigeants, le secrétariat général et les directeursgénéraux délégués.

Ce rapport a été présenté au comité d’audit et des comptes pourinformation

1. L’Environnement de controle

1.1 Les principes d’organisation

1.1.1 Mise en place d’une organisation plusdécentralisée

Afin de s’adapter au nouvel environnement : concentration dusecteur de l’énergie en Europe, évolution de la régulation,ouverture complète du marché du gaz et de l’électricité, leprésident-directeur général, par décision en date du 23 juillet2007, a redéfini la structure et les organes de direction dugroupe.

• Ont été ainsi créés trois niveaux de management - directiongénérale, branche et business unit (BU) – pour articuler plusefficacement le pilotage stratégique et financier du groupe etle pilotage opérationnel. Les cinq principes suivants sont lefondement du système de reporting et de contrôle desbranches et des BU :

– la direction générale contractualise avec les branches desobjectifs stratégiques et financiers assortis d’indicateurspermettant le suivi de la réalisation de ces objectifs ;

– des revues de branches sont organisées mensuellemententre le président-directeur général, les directeurs générauxdélégués, le directeur financier et les directeurs de branche ;

– les directeurs de branche contractualisent des objectifséconomiques et opérationnels avec les directeurs des BUassortis d’indicateurs permettant le suivi de la réalisation deces objectifs ;

– les BU constituent les entités d’analyse et de compréhensiondes résultats élémentaires du groupe et leurs résultats sontpilotés par les branches ;

– la gestion des risques de marché est assurée par lesbranches, BU et les filiales dans un cadre négocié etformalisé par la direction financière qui en assure lecontrôle.

• Cinq filières fonctionnelles – finances, ressources humaines,achats, systèmes d’information et juridique – sontresponsables de la construction et de la mise en œuvre despolitiques du groupe dans leurs domaines.

• Le directeur fonctionnel responsable de chaque filièrerapporte à un membre de la direction générale et estresponsable de la réalisation d’objectifs transverses au groupe(synergies, mobilité, diffusion de bonnes pratiques, applicationde politiques groupe, .). Par leur animation en tête de groupe,les filières contribuent ainsi à la « transversalité » et auxsynergies.

1.1.2 Le contrôle interne, outil d’aide à l’atteinte desobjectifs

Par décision du président-directeur général en date du 16 mars2006, la politique de contrôle interne de Gaz de France a faitl’objet d’une réaffirmation destinée à faire progresser le groupedans sa mise sous contrôle en s’appuyant sur les dispositifsexistants, les structurant et les complétant en tant que debesoin. A cette fin Gaz de France utilise un référentiel propre,inspiré du COSO1, dont les six composantes sont les suivantes :environnement de contrôle, définition des objectifs, gestion desrisques, activités de contrôle, information et communication etenfin pilotage.

Le contrôle interne est placé sous la responsabilité dumanagement qui organise et pilote les activités à l’intérieur deson périmètre de délégations afin d’avoir l’assuranceraisonnable que les objectifs qui lui ont été fixés seront atteints.Ces activités, réalisées à tous les niveaux hiérarchiques etfonctionnels de l’entité concernée, englobent la mise en œuvredes délégations de pouvoirs, la mise en place de dispositifs decontrôle et d’autocontrôle, l’appréciation des performancesopérationnelles, la sécurité du patrimoine et la séparation desfonctions.

1 Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission.


C ANNEXE

Cette approche est en cohérence avec la définitionhabituellement reconnue du contrôle interne : processus mis enœuvre par le conseil d’administration, la direction et lepersonnel de l’entreprise, destiné à fournir une assuranceraisonnable quant à la réalisation d’objectifs entrant dans lescatégories suivantes :

• optimisation des opérations,

• fiabilité des informations financières,

• conformité aux lois et aux règlements.

Le système de contrôle interne a également pour objectif deprévenir et de maîtriser les risques liés aux activités del’entreprise, en particulier dans les domaines comptable etfinancier.

1.1.3 L’audit interne, fonction d’appui au management

Gaz de France inscrit son activité d’audit interne dans lesprincipes des normes professionnelles définies à l’écheloninternational par l’Institute of Internal Auditors (IIA) et reprisesen France par l’Institut Français de l’Audit et du ContrôleInternes (IFACI).

La fonction d’audit interne est au service du management encontribuant à l’amélioration du contrôle interne. En conformitéavec les principes de management du groupe, Gaz de France aorganisé ses ressources d’audit interne de manièredécentralisée. La cohérence de l’ensemble est garantie par uneanimation fonctionnelle assurée par la direction de l’audit et desrisques et par une charte de l’audit interne.

1.1.4 La régulation managériale des champs qualité,sécurité, environnement

Le groupe a mis en place une démarche « Qualité, Sécurité,Environnement – Gestion – Risque – Responsabilité Socialed'Entreprise » afin de maîtriser le niveau des risques du champ« développement durable ». Un comité de pilotage composé desresponsables des délégations qualité, environnement,responsabilité sociale de l’entreprise, maîtrise des risques, de lamission permanente de sécurité et de la direction contrôle degestion, prépare, sur ce champ, la contractualisation avec lesacteurs concernés et apporte son appui à la tenue des revues deperformance et de gestion avec chaque entité.

Les acteurs de contrôle

1.2.1 Le conseil d’administration et la direction générale

Le cadre légal

Le décret n° 2004-1223 du 17 novembre 2004, pris en applicationde la loi du n° 2004-803 du 9 août 2004 définit les statuts de Gazde France.

Le président du conseil d’administration exerce également,conformément aux dispositions statutaires, les fonctions dedirecteur général de la société. Nommé sur proposition du

conseil d’administration par décret en conseil des ministres, ilest assisté de deux directeurs généraux délégués.

Le conseil d’administration de Gaz de France S.A. comprend 18membres : 6 administrateurs élus par l’assemblée générale desactionnaires, 6 représentants de l’Etat nommés par décret et 6administrateurs salariés élus par le personnel. Le mandat desadministrateurs est de 5 ans. Le taux d’assiduité desadministrateurs aux réunions du conseil d’administration a étéau cours de l’année 2007 de 74%.

Jean-François Cirelli a été élu administrateur par l’assembléegénérale ordinaire du 7 octobre 2005 et proposé commeprésident-directeur général par le conseil d’administration endate du même jour. Il a été nommé président-directeur généralpar le décret du 13 octobre 2005.

• Les pouvoirs de la direction générale

Les limitations de pouvoirs de la direction générale imposent àcelle-ci de faire valider par le conseil d’administration lesdécisions relatives :

– au plan stratégique pluriannuel du groupe ;

– aux projets d’investissements industriels du groupe ou demarchés de travaux dont le montant est supérieur à 50millions d’euros hors taxes par opération ;

– aux projets d'emprunts sous forme d’émissions de titres oude conventions de crédit concernant la société et ses filialesdont le montant par opération excède 100 millions d’euroshors taxes et ne s’inscrit pas dans l’enveloppe préalablementautorisée par le conseil d’administration ;

– aux projets de marchés de fournitures de biens et deservices dont le montant est supérieur à 30 millions d’euroshors taxes ;

– aux projets d'acquisition ou de vente ou d'échanged'immeubles ou de droits immobiliers pour un montant deplus de 25 millions d’euros hors taxes par opération ;

– aux contrats à conclure avec l'Etat relativement aux objectifset aux modalités de mise en oeuvre des missions de servicepublic assignées à la société ;

– au projet de budget annuel de la société ;

– aux projets d'acquisition ou d'extension ou de cession departicipations ou d'activités ;

– aux projets de joint-venture ou de réalisation d'apports ayantdes implications financières ou stratégiques importantesdans lesquelles la société ou son groupe accorde sonconcours ou accepte des concours extérieurs lorsque sonexposition financière par opération (y compris les passifsrepris et les engagements hors bilan) dans ce typed'opérations excède 100 millions d'euros hors taxes ou sacontre-valeur en devises étrangères ;


ANNEXE C– aux projets ne s'inscrivant pas dans le plan stratégique de la

société et pour ceux ne relevant pas du secteur énergétiquedont le montant est supérieur à 30 millions d'euros HT paropération ;

– aux projets d'achat à long terme d'énergie du groupe portant,par opération, sur des quantités supérieures à 10 milliardsde kWh par an ;

– au montant total et par opération des cautions, avals etgaranties que le conseil autorise pour l'année au président-directeur général.

Les seuils mentionnés ci-dessus, effectivement en vigueur en2007, ont été modifiés par l’adoption d’un règlement intérieurrévisé et voté par le conseil d’administration le 19 décembre2007 pour une application dès 2008.

• Les missions du conseil d’administration

Les missions du conseil d’administration sont de deux ordres :

– celles imposées par la législation et la réglementation envigueur qui concernent l’arrêté des comptes, des projets derésolution et du rapport de gestion, la convocation desassemblées générales, la désignation du président-directeurgénéral sous réserve de la publication du décret de sanomination, la désignation des directeurs générauxdélégués, la fixation des pouvoirs de la direction générale ;

– celles définies par le règlement intérieur et découlant deslimitations de pouvoirs de la direction générale, commeindiqué ci-dessus.

Au cours de l’année 2007, le conseil d’administration s’est réunià treize reprises et a notamment examiné les dossiersconcernant :

– le projet de fusion avec Suez,

– la filialisation de la distribution,

– une dizaine de projets de développement, dont plusieursdans l’éolien,

– la modification du règlement intérieur, pour renforcer lagouvernance.

• Les comités du conseil d’administration

En 2007, le conseil d’administration a comporté deux comités :le comité d’audit et des comptes d’une part, le comité de lastratégie et des investissements, d’autre part. Le nouveaurèglement intérieur adopté par le conseil prévoit la création dedeux nouveaux comités en 2008 : le comité des rémunérations(composé de trois membres, se réunissant au moins une foispar an) et le comité du développement durable et de l’éthique(composé de cinq membres, se réunissant au moins une foispar an).

Le conseil d’administration, sur proposition de son président etaprès concertation, désigne les membres et présidents de cescomités.

La durée du mandat des membres des comités est de deuxexercices financiers annuels. Leurs missions consistent àpréparer les travaux et décisions du conseil d’administration.

Ils accomplissent leurs missions sous la responsabilité duconseil d’administration.

– Le comité d’audit et des comptes

Composé de cinq membres, il tient au moins quatre réunionspar an (douze en 2007) dont deux pour examiner les comptessemestriels et annuels avant leur examen en conseild’administration et une réunion pour examiner le budget. Unpoint sur la mise en œuvre du contrôle interne lui est égalementprésenté.

Ses principaux interlocuteurs sont la direction générale, ladirection financière, la direction de l’audit et des risques et lescommissaires aux comptes de la société. Pourl’accomplissement de ses travaux, le comité peut entendre lesmembres de la direction de la société et du groupe ouégalement recourir à des experts extérieurs en cas de besoin.

Ses missions comportent deux volets essentiels :

✓ les comptes, la prévision budgétaire et les missions descommissaires aux comptes,

✓ les risques, le contrôle et l’audit internes.

– Le comité de la stratégie et des investissements

Composé de sept membres, il tient au moins quatre réunionspar an (huit en 2007 ). Pour l’accomplissement de ses travaux, lecomité peut entendre les membres de la direction de la sociétéet du groupe ou également recourir à des experts extérieurs encas de besoin.

Il exprime au conseil d’administration son avis sur les grandesorientations stratégiques de la société et du groupe. En matièred’investissements, il étudie et formule son avis au conseild’administration sur les questions qui lui sont soumisesrelatives aux opérations majeures, notamment en matière decroissance externe, de désinvestissements et d’équipementsindustriels.

• La gouvernance de la société

La direction générale est centrée sur le pilotage stratégique etla performance financière du groupe. Elle comprend leprésident-directeur général et les deux directeurs générauxdélégués qui pilotent l’ensemble du groupe en s’appuyant sur uncomité exécutif et quatre comités transverses ainsi que sur lesfonctions corporate et cinq filières fonctionnelles.

La direction générale du groupe fixe les orientationsstratégiques du groupe et sa trajectoire financière. Elle piloteégalement les grands enjeux de transformation qui dépassent laresponsabilité d’une branche ou d’une fonction. Dans ce cadre,elle pilote les branches sur leur niveau de contribution à lastratégie et aux résultats financiers du groupe. La directiongénérale peut également fixer aux branches des objectifsspécifiques, liés à des problématiques transverses au groupe(mobilité des ressources humaines, synergies…).


C ANNEXE

• La rémunération et les avantages des mandataires sociaux

Les éléments de ces rémunérations sont détaillés dans lerapport de gestion au 31 décembre 2007 ainsi qu’au chapitre15.1 du document de référence.

– Le président-directeur général

En complément de sa rémunération fixe annuelle, le président-directeur général perçoit une rémunération variable plafonnée à40% du montant de sa rémunération fixe annuelle calculée pour70% en fonction des résultats nets, de l'excédent brutopérationnel et de l'évolution de la productivité du groupe etpour 30% en fonction de critères qualitatifs. Il bénéficie en outred’avantages en nature liés à sa fonction. La rémunération duprésident-directeur général est décidée par le conseild’administration sur autorisation du ministre de l’économie, del’industrie et de l’emploi et du ministre de l’écologie, dudéveloppement et de l’aménagement durables. Il ne bénéficied’aucun régime spécifique de retraite, n’a reçu aucune primed’arrivée et ne bénéficie pas de prime de départ.

– Les directeurs généraux délégués

En complément de leur rémunération fixe annuelle, lesdirecteurs généraux délégués perçoivent une rémunérationvariable plafonnée à 40% du montant avant impôt de leurrémunération fixe annuelle et calculée en fonction des résultatsdu groupe et des résultats de leurs branches respectives. Ilsbénéficient en outre d’avantages en nature liés à leur statut ou àleur fonction. Ils relèvent du régime de retraite des IndustriesElectriques et Gazières (IEG), n’ont reçu aucune prime d’arrivéeet ne bénéficient pas de prime de départ.

– Les administrateurs

✓ Les administrateurs représentant l’Etat n’ont perçu aucunerémunération (jetons de présence ou autre) de la part de laSociété ou de la part des sociétés contrôlées par la Sociétéau titre de l’exercice 2007 ;

✓ Les administrateurs représentant les salariés n’ont perçu,au titre de leur mandat, aucune rémunération additionnelle(jetons de présence ou autre) de la part de la Société ou dela part des sociétés contrôlées par la Société au titre del’exercice 2007 ;

✓ Les administrateurs désignés par l’assemblée généraledes actionnaires reçoivent des jetons de présence (2000euros par séance du conseil d’administration et 1250 eurospar séance de comité, sauf pour les présidents de comitéqui perçoivent 2000 euros par séance).

A partir de 2008, le comité des rémunérations, nouvellementcréé, se saisira de ces questions pour adresser sesrecommandations au conseil d’administration.

1.2.2 Les organes de pilotage du groupe

• Le comité exécutif

Présidé par le président-directeur général, le comité exécutif estcentré sur les orientations stratégiques du groupe, ses grandsarbitrages et sa trajectoire financière. Il réunit toutes lessemaines autour du président-directeur général, les directeursgénéraux délégués, le directeur financier, le secrétaire général,le directeur des ressources humaines, le directeur de lacommunication, le directeur de la branche « international » et ledirecteur de la branche « énergie France ». Il examine en séancedeux types de dossiers : ceux nécessitant une décision de ladirection générale et ceux synthétisant des informationsd’intérêt pour ses membres. Les résultats du groupe y sontprésentés régulièrement, ainsi que les budgets prévisionnels etle plan d’affaires. Par ailleurs, le comité exécutif examinel’ensemble des dossiers présentés en conseil d’administration.

• Le comité des investissements

Le comité des investissements, réuni autour du président-directeur général, est l’instance de cadrage stratégique amontet de validation de l’ensemble des investissements et desengagements hors bilan du groupe.

Le comité des investissements peut déléguer aux branches lavalidation et le pilotage de certains engagements (faiblesmontants, peu risqués et en adéquation avec la stratégie dugroupe) sur leur périmètre. En contrepartie, l’ensemble desdossiers validés et pilotés par les branches donne lieu à unreporting vers le comité des investissements qui peut demander,le cas échéant, l’examen exceptionnel d’un dossier.

Afin d’en faciliter les travaux, l’ensemble des dossiers sont aupréalable revus par la direction financière qui émet un avis àdestination du comité.

• Le comité amont – aval

Présidé par le directeur de la stratégie, il s’assure del’adéquation des ressources énergétiques aux priorités dugroupe (zones géographiques, horizons temporels, segments declientèle), des prix de transfert aux objectifs de vente et à lastratégie du groupe et propose au comité exécutif les arbitragesnécessaires.

• Le comité de la recherche et de l’innovation

Présidé par le directeur général délégué qui dirige la branche« infrastructures », le comité :

– examine et valide les options de recherche et d’innovation dugroupe à moyen et long terme ;

– examine et approuve les programmes de recherche relevantde la tête de groupe.


ANNEXE CLe portefeuille de programme de recherche y est revu etamendé de façon régulière.

• Le comité des cadres dirigeants

Présidé par le président-directeur général, ce comité prépareles décisions relatives aux principales nominations – dontcertaines d’administrateurs des filiales du groupe – et assure lesuivi de carrière des cadres dirigeants du groupe.

D’autres comités peuvent être crées par décision du président-directeur général.

1.2.3 Les branches

Le groupe est constitué de cinq branches qui pilotent lesactivités opérationnelles ; elles sont responsables vis-à-vis de ladirection générale des performances de leurs BU.

• La branche « global gaz et GNL »

Elle est composée de cinq entités opérationnelles (directionexploration-production, direction approvisionnements, directionGNL, direction des ventes et filiale Gasely) et de fonctions depilotage.

• La branche « infrastructures »

Elle est composée de quatre entités opérationnelles (directiondes grandes infrastructures, filiale GRTgaz, filiale GrDF,délégation infrastructures hors France) et de fonctions depilotage.

• La branche « énergie France »

Elle est composée de trois entités opérationnelles (directionamont électricité, direction commerciale, la société Savelys) etde fonctions de pilotage. Son directeur rapporte au président-directeur général.

• La branche « international »

Elle conçoit et met en œuvre le développement du groupe àl'international, pilote les filiales rattachées à la branche,développe les synergies et conduit les chantiers d'intégration.Elle regroupe les filiales qui lui sont rattachées, des bureauxlocaux, une mission grand international et des fonctions depilotage et d’appui. Son directeur rapporte à un directeurgénéral délégué.

• La branche « services »

Elle fournit les prestations de services du domaine énergétique,met en œuvre l’ingénierie de projets complexes et développe desprestations multi-services. Elle est composée d’entitésopérationnelles et de fonctions de pilotage œuvrant à la mailleeuropéenne. Son directeur rapporte à un directeur généraldélégué.

1.2.4 Le secrétariat général

Le secrétaire général assure le secrétariat du conseild’administration et gère le réseau des délégués régionaux. Lesentités suivantes lui sont rattachées :

• la direction juridique qui définit les politiques juridiques dugroupe, pilote les contentieux importants, pilote et anime lafilière juridique et apporte l’appui juridique nécessaire auxactivités du groupe ;

• la direction performance qui établit et met en œuvre le plan deperformance groupe ;

• la direction des achats groupe qui définit et déploie la politiqued’achats du groupe et pilote et anime la filière achats ;

• la délégation immobilière qui définit et met en oeuvre lapolitique immobilière du groupe, porte la fonction propriétaire,réalise les prises à bail hors immeubles techniques et définitet met en œuvre la politique de réhabilitation des sitesd'anciennes usines à gaz ;

• la délégation aux solutions logistiques qui assure lesprestations logistiques et comptables pour Gaz de France SAet appuie les entités centrales dans les domaines de la gestionbudgétaire, des achats et de la prévention – sécurité ;

• l’unité opérationnelle ressources humaines qui assure lafonction ressources humaines des entités centrales de Gaz deFrance, anime les relations sociales de l’établissement entitéscentrales / branche « international » et assure la gestionadministrative des collaborateurs détachés dans des filiales ouorganismes externes ;

1.2.5 Les directions en charge des fonctions corporatedu groupe

• La direction financière est responsable du pilotageéconomique (cycle budgétaire, reporting, actions correctives,évaluation financière des investissements) ; de la doctrinecomptable, de la consolidation, des comptes dissociés et de lacomptabilité sociale ; du contrôle interne relatif à l'informationfinancière ; de la politique financière, des financements, de latrésorerie ; de la politique et du contrôle des risques demarché du groupe ; du suivi et de la gestion financière despassifs sociaux et de l'épargne salariale ; de la fiscalité, desassurances et des relations bancaires ; des relationsinvestisseurs ; du pilotage des opérations majeures pour legroupe et des aspects financiers des opérations de croissanceexterne et de cessions ; du soutien aux branches et BU pourles opérations de croissance organique.

Elle gère la relation avec l’Agence des Participations de l’Etatet pilote et anime la filière financière. Elle est composée desentités suivantes: la direction du controlling groupe, ladirection corporate finance et trésorerie, la direction desrelations investisseurs, la direction des investissements etacquisitions, la direction du contrôle interne financier.


C ANNEXE

• La direction des ressources humaines groupe définit lespolitiques ressources humaines ; assure le reporting social ;pilote et anime la filière ressources humaines ; optimise lagestion de l’emploi et de la mobilité ; pilote le service de laformation ; anime le dialogue social ; produit les déclarationset remplit les obligations afférentes à toute société dans ledomaine social et définit et porte la position de Gaz de Franceau sein de la branche professionnelle tant au sein desgroupements d’employeurs que dans les négociationscollectives avec les partenaires sociaux.

• La direction de la stratégie prépare et formalise la stratégie dugroupe ; coordonne la stratégie des branches ; assure la veillestratégique et concurrentielle et les études économiques etétudes stratégiques ; prépare le plan d’affaires groupe et suitsa mise en œuvre ; assiste la direction générale pour lepilotage des projets de partenariats qui revêtent uneimportance stratégique ; propose les allocations de laressource énergétique entre la fonction amont et lesstructures de commercialisation ; assure les relationsexternes auprès des pouvoirs publics, des élus et dessocioprofessionnels français et européens.

• La direction du développement durable, rattachée à ladirection de la stratégie, propose les politiques du groupe enmatière de développement durable et assure les relationsexternes du groupe sur ces questions.

• La direction de la communication gère les relations avec lesmédias ; définit et met en œuvre la politique d’imageinstitutionnelle ; pilote la communication interne ; garantit lacohérence d’ensemble des messages émis par le groupe ;assure la supervision de la fondation Gaz de France.

• La délégation aux cadres dirigeants organise la détection et lesuivi des cadres et futurs cadres dirigeants ; met à ladisposition du groupe des dirigeants ayant les compétencesnécessaires à la gestion et au développement de ses activités ;propose et met en œuvre des modes de rémunérationadaptée ; organise la professionnalisation des dirigeants etfuturs dirigeants.

• La direction des systèmes d’information groupe définitl’architecture globale des systèmes d’information du groupe ;assure la maîtrise d’ouvrage et la maîtrise d’œuvre desinfrastructures transverses au groupe ; assure en tant que debesoin les études et développements pour les systèmesd’information ; pilote et coordonne les différents pôles demaîtrise d’œuvre au sein du groupe dont la directioninformatique et télécommunications, direction commune à Gazde France et EDF ; pilote et anime la filière informatique ausein des entités opérationnelles et fonctions centrales dugroupe.

• La direction de la recherche propose la politique de rechercheet de développement sur la base des orientations stratégiquesdu groupe ; éclaire le groupe sur les évolutions technologiqueset les relais potentiels de croissance ; propose aux clients lesprogrammes de recherche et les met en œuvre ; développe lesexpertises rares et stratégiques pour le groupe ; anime etcoordonne les actions de normalisation ; gère les titres depropriété industrielle et assure l’exploitation des brevets.

• La mission permanente de sécurité propose et met en œuvreaprès approbation les orientations stratégiques et politiquesdu groupe dans les domaines de la prévention – sécurité autravail, de la maîtrise des risques en matière de sécuritéindustrielle, de la sûreté et de l’intelligence économique(protection du patrimoine matériel et immatériel) ; anime lesacteurs de la santé – sécurité – sûreté au sein du groupe.

• Elle a mis en place un dispositif d’auto-évaluation dumanagement de la sécurité au sein des principales BU desbranches et une revue, au moins annuelle, avec les principalesBU du groupe. Par ailleurs, elle présente au conseild’administration, chaque année, un bilan de la sécuritéindustrielle et de la sécurité au travail.

La délégation santé – sécurité est placée sous son autorité.

• La direction de l’audit et des risques

– La délégation à l’audit vérifie l’efficacité et la cohérence desdifférentes structures de contrôle, réalise à la demande de ladirection générale des missions d’audit groupe et assure lesuivi des décisions qui ont été prises dans les comités de têtede groupe et à la suite des audits. Elle élabore, avec leconcours des équipes d’audit décentralisées, des outilsméthodologiques conformes aux normes de l’IFACI relatifs àl’élaboration des programmes d’audit, à la conduite desmissions, et au suivi des recommandations. Elle concourt àla professionnalisation des ressources d’audit du groupe ; àce titre le fonctionnement, l’animation et la régulation duréseau d’audit sont fondés sur une démarche d’appréciationdu professionnalisme des entités d’audit et sur une auto-évaluation par chaque équipe d’audit décentralisée au regarddes normes professionnelles de l’audit.

– La délégation à la maîtrise des risques formalise la politiquede risques, veille à sa mise en œuvre par les entités dugroupe dans le cadre méthodologique cohérent avec lespratiques usuelles (cartographie et traitement des risques) etconsolide l’évaluation des risques du groupe à destination dela direction générale et du comité d’audit et des comptes.Elle anime également le réseau maîtrise des risques.

– Le délégué au contrôle interne porte la politique de contrôleinterne de Gaz de France, anime le réseau contrôle interne etassure le suivi de la mise en œuvre de la politique decontrôle interne ; à ce titre le contrôle interne a fait l’objet aucours de l’année 2007 d’une auto-évaluation par chaqueentité du groupe et ce sur chacune des composantes decontrôle interne précédemment citées.

Au cours de l’année 2007, la direction de l’audit et des risquesa présenté au comité d’audit et des comptes, à la maille dugroupe :

– le bilan des activités d’audit interne et externe de 2006 et dupremier semestre 2007,

– le programme d’audit 2007,

– la revue des risques,

– un état des lieux sur le contrôle interne.


ANNEXE C1.2.6 Le pilotage des filiales

Chaque filiale ou participation du groupe fait l’objet d’uneaffectation par la direction générale à une entité qui estresponsable vis-à-vis de la direction générale de l’atteinte desobjectifs fixés à la filiale, de ses résultats financiers et durespect des politiques que le groupe détermine.

Sur proposition de cette entité, un administrateur chef de file estnommé par le président-directeur général pour les filiales lesplus importantes, par le directeur général délégué ou par leresponsable de la branche concernée pour les autres filiales. Enfonction de la législation locale et des droits détenus par Gaz deFrance, d’autres administrateurs peuvent être désignés.

1.3 Les référentiels de comportement

1.3.1 La charte de l’administrateur

Le conseil d’administration du 17 décembre 2004 a adopté sonrèglement intérieur et la charte de l’administrateur (disponiblesur le site internet de Gaz de France) qui constitue un code dedéontologie décrivant les règles de bonne conduite que lesadministrateurs doivent respecter et mettre en œuvre. Cerèglement a été révisé par le conseil du 19 décembre 2007, et anotamment mis l’accent sur le devoir de réserve et lesobligations de confidentialité s’imposant aux administrateursd’un groupe coté.

1.3.2 La démarche éthique du groupe

La démarche éthique du groupe est finalisée depuis juin 2007.Elle a permis de doter le groupe d'un dispositif éthique quicomporte une charte des valeurs, des principes d'action(destinés à faire vivre ces valeurs dans les comportements detravail et les relations d'affaires), des codes de déontologie (lescodes existants, établis par les métiers ont intégré le corpuséthique) et un système de pilotage et de contrôle. Le dispositiféthique s'applique à toutes les sociétés où Gaz de France estmajoritaire. Le déploiement de la démarche auprès dumanagement puis de l'ensemble des collaborateurs desbranches et BU est en cours. La brochure « démarche éthiquedu groupe » destinée à chaque collaborateur, est imprimée ettraduite en allemand, anglais, espagnol, français, hongrois,italien, néerlandais et roumain. Le déploiement s'accompagnerade travaux dans trois domaines d'actions prioritaires : fraudes etcorruption, droits de l'homme, harcèlement et stress.Parallèlement, la dimension éthique est en cours d'intégrationdans les formations existantes, à tous les niveaux.

Un délégué éthique a été nommé au 1er juillet 2007 et laconstitution du réseau des correspondants éthique des brancheset directions est en cours. Des questions sur l'éthique et sur lafraude ont été intégrées au questionnaire 2007 d'auto-évaluationde contrôle interne (cf. supra § 1.2.5).

1.3.3 Le développement durable

Les enjeux économiques, sociaux et environnementaux seposent à Gaz de France dans toutes ses activités. Gaz de Francea choisi d'être un acteur engagé du développement durable et

d'intégrer cette dimension dans son projet industriel. Dans cecontexte, le développement durable est une composante à partentière de la transformation de Gaz de France et de sonambition d’être un leader de l’énergie en Europe.

Le groupe a retenu quatre orientations en matière dedéveloppement durable :

• exercer pleinement la responsabilité sociétale etenvironnementale envers les différentes parties prenantes ;

• répondre aux enjeux énergétiques par la dynamisation del'offre produits-services ;

• construire un socle ressources humaines et sociales pourrelever les enjeux industriels ;

• prendre une part active au développement des territoires.

La démarche développement durable se décline ensuite par :

• des projets transverses associant les experts des métiers etfilières concernés : diversité, solidarité, territoires, éthique ;

• des partenariats avec des ONG environnementales,humanitaires de référence ;

et la régulation s'appuie sur :

• un reporting extra-financier (QSE et RH) utilisant le canal deremontées financières du groupe et vérifié par lescommissaires aux comptes ;

• la mise en place d'un comité des parties prenantes et d'unréseau d'interlocuteurs « Investissement SocialementResponsable » (ISR) ;

• la contractualisation de plans d'actions avec l'ensemble desentités du groupe (cf. supra 1.1.4).

Chaque année le groupe rend compte publiquement de sonengagement en faveur du développement durable dans sonrapport de développement durable et sur son site internet dansla logique du reporting de Global Reporting Initiative.

A noter (cf. supra § 1.2.1), la création au sein du conseild’administration d’un comité du développement durable et del’éthique à compter de l’année 2008 afin de veiller à la prise encompte de la démarche de développement durable et del’éthique dans les travaux du conseil et dans la gestion de lasociété.

1.3.4 La promotion de la diversité dans l’entreprise

La charte de la diversité, signée le 20 novembre 2005, et lacharte d’engagement des entreprises au service de l’égalité deschances dans l’éducation, signée le 13 décembre 2006, affirmentl’engagement de Gaz de France dans la lutte contre toute formede discrimination, pour la promotion de l’égalité des chances et


C ANNEXE

le développement de la diversité comme facteur de performancedans l’entreprise. Un plan d’actions visant à favoriser la diversitédans toutes ses composantes est déployé par un projet diversitédans les métiers et directions.

1.3.5 Les partenariats avec des ONG

Par des partenariats nationaux conclus avec des ONG reconnuesdans les domaines environnemental et humanitaire, Gaz deFrance incite le personnel à relayer des actions de défense del’environnement et de solidarité avec les personnes démunies :c’est notamment le cas des partenariats conclus avec WWFFrance et EMMAUS France. Des actions transverses sontconduites dans plusieurs domaines, pour vérifier que lesprocessus de recrutement des entités ne sont pasdiscriminatoires et pour sensibiliser le management à ladiversité.

1.3.6 La charte de l’audit interne

La charte de l’audit interne a fait l’objet d’une actualisation aucours de l’année 2006. Conformément aux normesprofessionnelles de l’audit interne, cette charte a été présentéeau comité d’audit et des comptes le 20 juin 2006.

2. La démarche d’évaluation et de maîtrisedes risques

La politique de risques de Gaz de France a été arrêtée par leprésident-directeur général le 21 novembre 2005. Gaz de Francea une activité industrielle qui implique des risques. Pour réaliserson ambition de devenir un leader européen, le groupe a unobjectif de croissance forte qui s’accompagne d’une prise derisques.

La politique du groupe Gaz de France est de maîtriser lesrisques pouvant compromettre la réalisation de ses objectifs,quelle que soit leur nature. Il s’agit de faire en sorte que touteprise de risque soit consciente et réfléchie. L’objectif n’est pasde supprimer tous les risques (risque « zéro ») mais de lesmaîtriser à un niveau raisonnable.

Gaz de France a développé un système global de gestion desrisques et une culture risques, en y consacrant les ressourcesnécessaires. A ce titre le questionnaire relatif à l’analyse et à lamaîtrise des risques du cadre de référence de l’AMF a été misen œuvre.

2.1 Un système global de maîtrise des risquescomme démarche d’amélioration continue

Rattachée à la direction de l’audit et des risques, la délégation àla maîtrise des risques est chargée de définir le cadre decohérence, d’élaborer la politique et de diffuser la culturerisques au sein du groupe par la sensibilisation des dirigeants et

l’animation d’un réseau de correspondants. Elle s’assure que ladémarche de maîtrise des risques est cohérente avec lespratiques usuelles des entreprises cotées.

2.2 Un dispositif décentralisé fondé sur laresponsabilité du management

La politique de risques du groupe pose comme principes que lemanagement est responsable de la maîtrise des risques de sonactivité et que le processus de maîtrise des risques s’intègre auprocessus stratégique du groupe.

Chaque entité du groupe est responsable de l’identification deses risques, de la mesure de son exposition, ainsi que del’élaboration et la mise en œuvre des plans de traitement pourles maîtriser. Elle dresse annuellement un bilan de la maîtrisede ses risques et doit présenter une revue de ses risquesmajeurs aux directeurs de branche, à un des directeursgénéraux délégués ou au président-directeur général. Cetteméthode est appliquée dans les branches, BU et directionscorporate.

2.3 La revue des risques du groupe

Les risques identifiés par les entités sont agrégés par nature ausein des risques groupe2. Une revue annuelle des risquesgroupe dresse un état de l’évolution de l’exposition aux risques :cartographie, évaluation, niveau de maîtrise et gouvernance desrisques.

Cette revue est présentée au comité exécutif puis au comitéd’audit et des comptes du conseil d’administration. Le comitéexécutif organise le suivi des risques groupe majeurs pourlesquels il désigne des propriétaires chargés de leur maîtrise,qui rendent compte une fois par an à l’instance de pilotagedésignée.

Le chapitre 4 sur les risques du document de référence déposéauprès de l’AMF (numéro I. 05-037), est fondé sur lacartographie des risques de Gaz de France.

2.4 L’élaboration des programmes d’audit interne

La direction de l’audit et des risques propose à la directiongénérale le programme d’audits « tête de groupe » puis leprésente au comité d’audit et des comptes en s’appuyantnotamment sur la cartographie des risques du groupe de façonà identifier les thèmes d’audit les plus pertinents et à optimiserla couverture des risques. Elle informe également ces organesdes programmes d’audits établis par les entités opérationnellesou fonctionnelles. Les résultats des audits alimentent la mise àjour de la cartographie des risques.

2.5 La maîtrise des risques opérationnels etfinanciers

En vue d’atteindre les objectifs opérationnels et financiers qu’ils’est fixés, le groupe a mis en place certaines procédures decontrôle visant à optimiser les opérations liées à son activité.

De même après avoir identifié et mesuré les risques à assurerpour le groupe, Gaz de France a défini et mis en œuvre une

2 Le risque groupe est une thématique de risques pertinente pour les activités du groupe Gaz de France.


ANNEXE Cpolitique de transfert au marché de l’assurance des risquesassurables dont la survenance pourrait avoir des répercussionssignificatives sur son résultat. Cette politique d’assurance estsusceptible d’être modifiée à tout moment en fonction dumarché, des opportunités ponctuelles et de l’appréciation de ladirection générale sur les risques et sur l’adéquation de leurcouverture. La souscription et la gestion des assurances sontcentralisées au niveau de la tête de groupe, ce qui permet unemaîtrise globale des risques assurables, une couverturehomogène et coordonnée au niveau du groupe et uneglobalisation de l'achat d'assurance.

En ce qui concerne les risques financiers, le directeur financierprésente chaque année un rapport sur la politique financière auconseil d’administration. Ce rapport, qui a fait l’objet d’unexamen préalable par le comité d’audit et des comptes, rendcompte de la gestion financière sur l’exercice écoulé, détaille lesprincipaux choix réalisés en matière de politique financière pourle groupe (financements, gestion d’actifs, gestion des risquesfinanciers et couvertures) et propose les perspectives pourl’année à venir.

Le cadre de cohérence de la gestion des risques financiers estélaboré par le comité taux et change et le comité crédit placéssous l’autorité du directeur financier. Ces deux comités ont laresponsabilité de mettre en place les méthodes et processuspermettant la gestion, le suivi et le reporting des risquesfinanciers selon des procédures et des limites en risquesexplicites et précises.

La direction financière a mis en place une organisation pourmaîtriser le risque de marché globalement pour le groupe, avecune cellule opérationnelle à la branche global gaz et GNL.

3. Le dispositif de contrôle interne financier

3.1 Périmètre et objectifs

Le dispositif de contrôle interne financier a pris en compte lecadre de référence de l’AMF. Il concerne, outre les processusd’élaboration de l’information financière prévisionnelle etcomptable et de communication financière, l’ensemble desprocessus opérationnels concourant à la production de cetteinformation.

Il vise à obtenir une assurance raisonnable quant à la fiabilitédes informations financières, composante indispensable à laperformance de la gestion et de la gouvernance du groupe, à lacommunication financière et à la confiance des marchés. Ilcontribue également à prévenir et détecter les fraudessusceptibles d’entraîner des anomalies significatives dans lescomptes.

3.2 Acteurs

Les BU non filialisées et les filiales sont responsables de laproduction de leur comptabilité : comptes sociaux, retraitementset reporting de consolidation. Elles sont aussi responsables dela qualité et de l’exhaustivité des informations diffusées.

Le contrôle interne financier est sous la responsabilité dumanagement qui :

• définit les modalités de mise en œuvre d’un dispositif adapté àl’activité, la taille, l’organisation et les enjeux de l’entité dont ilest en charge en veillant à l’application des procédures dugroupe et en déclinant la politique ;

• s’assure du bon fonctionnement de ce dispositif et de la miseen œuvre effective des prescriptions de contrôle internefinancier qu’il a définies ;

• s’assure que les anomalies constatées font l’objet de plansd’action mis en œuvre dans des délais raisonnables avec lesmoyens appropriés.

Les branches, nouvellement créées, veilleront dès 2008 à ce quela maîtrise de la qualité de l’information financière s’inscrivedans une démarche d’amélioration en continu avec la mise enœuvre systématique de mesures correctives en cas de détectiond’un dysfonctionnement ou d’un niveau de maturité insuffisantdu contrôle interne.

Les différentes directions de la direction financière exercent uncertain nombre de contrôles généraux dans le domainecomptable et financier.

• La direction du « controlling groupe » est responsable de laproduction des comptes du groupe qui sont arrêtés en conseild’administration et approuvés en assemblée générale. Elle estla garante du bon déroulement des opérations de consolidationdont elle définit le calendrier, le périmètre, les modesopératoires et les procédures. Elle s’assure aussi de lacohérence des liasses de consolidation produites par lesentités du groupe et effectue les contrôles appropriés. Outreces contrôles de centralisation et de consolidation, elle joueaussi un rôle d’alerte par ses questionnements sur lecomparatif avec l’année N-1, les prévisions budgétaires et lescontrats de gestion.

• La direction des « relations investisseurs » s’assure que lesinformations communiquées aux investisseurs institutionnels,aux analystes financiers et autres professionnels financiersont été validées selon les règles définies par le groupe et sontproduites et diffusées en conformité avec la législation et lapolitique du groupe.

• La direction « corporate finance et trésorerie » pilote lesprocessus trésorerie, financement et risque du groupe.

• La direction des « investissements et acquisitions » garantitles méthodologies mises en œuvre dans les processusacquisition – cession – développement.

3.3 Maîtrise du dispositif

Gaz de France met en œuvre un système d’engagement sur laqualité de l’information financière et sur les dispositifs decontrôle interne déclinés tout au long de la ligne managériale.Cette démarche permet de conforter les engagements duprésident-directeur général et du directeur financier formalisés


C ANNEXE

par la lettre d’affirmation vis-à-vis des commissaires auxcomptes et par le rapport du président sur les procédures decontrôle interne.

Au niveau des branches, le directeur et le contrôleur financier debranche s’engagent formellement vis-à-vis du groupe sur laqualité de l’information financière et le contrôle interne associé.De même, au niveau des filiales et des BU non filialisées, cetengagement s’appuie, pour les filiales, sur les lettresd’affirmation adressées aux commissaires aux comptes et, pourles BU non filialisées, sur les lettres d’attestation de find’exercice qui officialisent la remise des comptes à la directiondu controlling groupe.

Une direction du contrôle interne financier a été créée au seinde la direction financière pour renforcer l’animation du dispositifde contrôle interne comptable et financier : élaboration et miseà disposition des acteurs de référentiels et d’outilsméthodologiques, lancement d’un « programme groupe » decontrôle interne financier, définition et diffusion des outils depilotage et de reporting du contrôle interne financier.

Outre le contrôle de la déclinaison de la politique groupe parchaque entité, les missions d’audit interne réalisées par ladirection de l’audit et des risques et les audits externes menéspar les commissaires aux comptes, l’évaluation du dispositif estaussi construite sur un questionnaire d’auto-évaluation ducontrôle interne, piloté par la direction de l’audit et des risques(cf. supra § 1.2.5). Il est renseigné par chaque entité du groupe.Il intègre chacune des composantes de contrôle interne dont ladimension comptable et financière des opérations. Il estcomplété pour Gaz de France SA par un questionnementspécifique sur l’organisation comptable et sur la qualité de lacomptabilité analysée par grands processus.

Le système de reporting et de prévention de la fraude a étéréaffirmé :

• toute fraude doit faire l’objet d’une analyse de l’entitéconcernée ;

• cette analyse doit identifier les éventuelles déficiences ducontrôle interne et procéder, en tant que de besoin, auxcorrections nécessaires ;

• les informations sur la fraude et les mesures correctivesdoivent être transmises au contrôleur financier de branche et àla direction du contrôle interne financier ;

• la direction du contrôle interne financier organise les retoursd’expérience auprès de l’ensemble des entités.

Les cabinets ERNST & YOUNG et MAZARS & GUERARD assurentle commissariat aux comptes du groupe Gaz de France. Leurmandat renouvelé en 2002 pour une durée de 6 exercices expirele 31 décembre 2007. Le renouvellement du mandat descommissaires aux comptes a été lancé en 2007 par un appeld’offres européen.

Dans le cadre de leur mission de certification des comptes, lescommissaires aux comptes examinent l’organisation et lefonctionnement des systèmes comptables et de contrôle interneà incidence comptable et financière, afin de porter uneappréciation sur le niveau de qualité de la production del’information financière.

Au moins un des cabinets de commissariat aux comptes de laquasi totalité des principales filiales appartient aux réseaux descommissaires aux comptes du groupe.

En outre Gaz de France fait approuver par la commission derégulation de l’énergie les règles d’imputation, les périmètrescomptables et les principes de dissociation comptable qui sontparamétrés dans son système d’information.


ANNEXE DRapport des commissaires aux comptes établi en application de l'article L. 225-235 du Code decommerce, sur le rapport du président du conseil d’administration de la société Gaz de France, pource qui concerne les procédures de contrôle interne relatives à l'élaboration et au traitement del'information comptable et financière

Exercice clos le 31 décembre 2007

Mesdames, Messieurs les Actionnaires,

En notre qualité de commissaires aux comptes de la société Gaz de France et en application des dispositions de l’article L. 225-235 duCode de commerce, nous vous présentons notre rapport sur le rapport établi par le président de votre société conformément auxdispositions de l’article L. 225-37 du Code de commerce au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2007.

Il appartient au président de rendre compte, dans son rapport, notamment des conditions de préparation et d’organisation des travaux duconseil d’adminsitration et des procédures de contrôle interne mises en place au sein de la société.

Il nous appartient de vous communiquer les observations qu’appellent de notre part les informations contenues dans le rapport duprésident, concernant les procédures de contrôle interne relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable etfinancière.

Nous avons effectué nos travaux conformément à la norme d'exercice professionnel applicable en France. Celle-ci requiert la mise enœuvre de diligences destinées à apprécier la sincérité des informations contenues dans le rapport du président, concernant lesprocédures de contrôle interne relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière. Ces diligencesconsistent notamment à :

– prendre connaissance des procédures de contrôle interne relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable etfinancière sous-tendant les informations présentées dans le rapport du président ainsi que de la documentation existante ;

– prendre connaissance des travaux ayant permis d'élaborer ces informations et de la documentation existante ;

– déterminer si les déficiences majeures du contrôle interne relatif à l’élaboration et au traitement de l’information comptable etfinancière que nous aurions relevées dans le cadre de notre mission font l’objet d’une information appropriée dans le rapport duprésident.

Sur la base de ces travaux, nous n’avons pas d’observation à formuler sur les informations concernant les procédures de contrôle internede la société relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière contenues dans le rapport du président duconseil d’administration, établi en application des dispositions de l’article L. 225-37 du Code de commerce.

Paris-La Défense, le 25 mars 2008


MAZARS & GUERARD ERNST & YOUNG AUDIT

Michel Barbet-Massin Marie-Laure Philippart Patrick Gounelle Philippe Hontarrède



ANNEXE ETableau d’honoraires des commissaires aux comptes

En milliers d’euros

MAZARS & GUERARD ERNST & YOUNG

Montant H.T % Montant H.T %

2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006

AUDIT

Commissariat aux comptes

Certification, examen des comptes individuels etconsolidés

• Emetteur 1 041 1 052 25,6 % 22,7 % 1 041 1 067 17,3 % 15,5 %

• Filiales intégrées globalement 1 248 1 222 30,7 % 26,3 % 2 359 1 871 39,1 % 27,1 %

Autres diligences et prestations directementliées à la mission des Commissariat auxComptes

• Emetteur 1 736 2 337 42,7 % 50,4 % 2 425 3 536 40,2 % 51,2 %

• Filiales intégrées globalement 29 0 0,7 % 0,0 % 0 0 0,0 % 0,0 %

Sous-total 4 054 4 611 99,7 % 99,4 % 5 825 6 474 96,6 % 93,8 %

Autres prestations rendues par lesréseaux aux filiales intégréesglobalement

• Juridique, fiscal, social 11 25 0,3 % 0,5 % 204 427 3,4 % 6,2 %

• Autres (à préciser si > à 10 % deshonoraires d’audit) 0 3 0,0 % 0,1 % 0 0 0,0 % 0,0 %

Sous-total 11 28 0,3 % 0,6 % 204 427 3,4 % 6,2 %

TOTAL 4 065 4 639 100,0 % 100,0 % 6 029 6 901 100,0 % 100,0 %



ANNEXE FDocument d’information annuel

Conformément à l'article 222-7 du Règlement général de l'Autorité des marchés financiers, ce document présente la listede toutes les informations rendues publiques par Gaz de France depuis le 1er janvier 2007 pour satisfaire aux obligationslégislatives ou réglementaires en matière d'instruments financiers, d'émetteurs d'instruments financiers et de marchésd'instruments financiers.

Document de référence

27/04/2007 Document de référence 2006

Ce document est disponible sur le site Internet de Gaz de France (www.gazdefrance.com).

Publications au BALO

30/04/2008 Avis de convocation de l’Assemblée Générale des porteurs de titres participatifs

23/04/2008 Avis de convocation de l’Assemblée Générale – Projet de résolutions déposé

16/04/2008 Comptes sociaux et comptes consolidés annuels 2007

05/03/2008 Avis de réunion valant avis de convocation de l’Assemblée générale mixte du 19 mai 2008 et projets derésolutions

11/02/2008 Chiffre d’affaires consolidé annuel 2007

23/11/2007 Chiffre d’affaires consolidé 3e trimestre 2007

31/10/2007 Résultats semestriels 1er semestre 2007

13/08/2007 Chiffre d'affaires consolidé 1er semestre 2007

06/07/2007 Additif à l’annonce BALO du 27 avril 2007 – Rapport général des commissaires aux comptes sur les comptessociaux et consolidés annuels

30/05/2007 Avis de deuxième convocation de l’Assemblée générale des porteurs de titres participatifs

14/05/2007 Chiffre d’affaires consolidé 1er trimestre 2007

07/05/2007 Avis de convocation de l’Assemblée générale ordinaire du 19 mai 2008 et projets de résolutions

27/04/2007 Comptes sociaux annuels et comptes consolidés annuels 2006 et affectation du résultat

18/04/2007 Avis de convocation de l’Assemblée générale des porteurs de titres participatifs

04/04/2007 Avis de réunion valant avis de convocation de l’Assemblée générale mixte du 23 mai 2007 et projet derésolutions.

14/02/2007 Chiffre d’affaires consolidé annuel 2006

Les informations ci-dessus sont disponibles sur le site Internet du BALO (http://balo.journal-officiel.gouv.fr).

Communiqués publiés en application de la réglementation applicable en France

28/04/2008 Gaz de France et Suez ont achevé l’acquisition de Teesside Power

24/04/2008 Assemblée générale mixte du 19 mai 2008 : modalités de mise à disposition et de consultation desdocuments d’informations relatifs à l’Assemblée Générale

24/04/2008 Premier trimestre 2008 : chiffre d’affaires en progression de 15%

23/04/2008 Mise à disposition du rapport financier annuel au 31 décembre 2007

16/04/2008 Gaz de France Investor Day on Purchase & Sale of Energy

11/04/2008 Erélia inaugure l’extension du parc éolien « Le Haut des Ailes »

11/04/2008 Gaz de France et Shell concluent un accord d’approvisionnement GNL de long terme

08/04/2008 Evolution des tarifs du gaz naturel


F ANNEXE

01/04/2008 Ajustement dans l’organisation du futur groupe

27/03/2008 Gaz de France est en négociation exclusive pour la cession de Cofathec Coriance

21/03/2008 La Commission de régulation de l’énergie propose un nouveau tarif d’accès des tiers au réseau dedistribution de gaz naturel pour la période 2008/2012

12/03/2008 Gaz de France reçoit sa première cargaison de GNL en provenance de Snøhvit

27/02/2008 Résultats annuels 2007

26/02/2008 Gaz de France annonce l’acquisition de la société éolienne Nass & Wind Technologie et rassemble sesparticipations dans les ENR dans une filiale dédiée, « GDF Futures Energies »

25/02/2008 SUEZ et Gaz de France acquièrent ensemble la centrale électrique à cycle combiné la plus puissanted’Europe (1 875 MW)

23/01/2008 Chiffre d’affaires annuel 2007

14/01/2008 Un partenariat de long terme avec Qatar Petroleum International

03/01/2008 Gaz de France filialise ses activités de distribution et crée GrDF

30/12/2007 Evolution des tarifs du gaz naturel au 1er janvier 2008

21/12/2007 Programme de rachat d’actions

18/12/2007 Acquisition de la société Eoliennes de la Haute Lys

10/12/2007 Décision du Conseil d’Etat relative aux tarifs de vente du gaz naturel

04/12/2007 Gaz de France et Sonatrach prolongent jusqu’en 2019 leurs contrats de GNL

05/11/2007 Gaz de France renforce sa présence dans l’exploration-production en Egypte (l'acquisition, auprès de lasociété Vegas Oil & Gas, d'une participation de 45 % dans la licence d'Alam El Shawish West en Egypte)

31/10/2007 Allemagne : le maire de Leipzig propose la candidature de Gaz de France pour l’acquisition d’uneparticipation de 49,9 % dans la Stadtwerke de Leipzig (SWL)

31/10/2007 Gaz de France et Gasverbund Mittelland AG (GVM) : un nouveau contrat d’approvisionnement

01/10/2007 Chiffre d’affaires consolidé du 3ème trimestre 2007

15/10/2007 Projet de fusion entre Gaz de France et Suez (objectifs opérationnels et financiers, gouvernance du nouveauGroupe et calendrier)(1)

09/10/2007 Gaz de France renforce sa position dans l’éolien avec l’acquisition d’Erelia

05/10/2007 Gaz de France devient le 1er investisseur privé dans le stockage en Roumanie (acquisition de 59% deDepomures)

27/09/2007 Gaz de France renforce son engagement dans la recherche sur le stockage du CO2 (signature d’un accordde coopération avec le groupe Vattenfall)

26/09/2007 Gaz de France acquiert 20 % d’Energie Investimenti auprès de Camfin

03/09/2007 GDF Suez : naissance d’un leader mondial de l’énergie(2)

29/08/2007 Résultats semestriels 2007

28/08/2007 Gaz de France va développer un important site de stockage en Angleterre (Stublach)

27/07/2007 Chiffre d’affaires consolidé du 2ème trimestre 2007

23/07/2007 Royaume-Uni : signature d’un contrat d’approvisionnement avec Norsk Hydro

02/07/2007 Ouverture du marché : 6 000 demandes de contrats et 524 contrats signés

26/06/2007 Plan d’attribution gratuite d’actions : plan mondial pour tous les collaborateurs

25/06/2007 GRTgaz, filiale de Gaz de France, annonce son plan d’investissement à 10 ans

(1) Communiqué publié conjointement avec Suez(2) Communiqué publié conjointement avec Suez


ANNEXE F22/06/2007 Ouverture du marché de l’énergie aux particuliers le 1er juillet 2007

20/06/2007 Energie Investimenti : apport de la succursale de Gaz de France spécialisée dans la vente de gaz aux grandsindustriels italiens(3)

14/06/2007 Gaz de France est prêt pour l’ouverture des marchés

14/05/2007 Chiffre d’affaires du 1er trimestre 2007

03/05/2007 Projet de nouvelle organisation et nominations à Gaz de France

26/04/2007 Gaz de France obtient un accès à long terme sur le marché américain du GNL

02/04/2007 Gaz de France renforce son périmètre d’exploration au Royaume-Uni

28/03/2007 Terminal de Fos Cavaou

19/03/2007 Exploitation du terminal de Fos Cavaou : raccordement des navires

13/03/2007 Résultats annuels 2006

14/02/2007 Chiffre d’affaires annuel 2006

23/01/2007 Conseil d’administration du 23 janvier 2007

03/01/2007 Bilan semestriel du contrat de liquidité

Les informations ci-dessus sont disponibles sur le site Internet de Gaz de France (www.gazdefrance.com).

Communiqués publiés dans le cadre du projet de fusion avec Suez en application de laréglementation applicable aux Etats-Unis (Form 425)

28/03/2008 Press release – Gaz de France enters exclusive negotiations for the sale of Cofathec Coriance

28/02/2008 Suez and Gaz de France jointly acquire U.K. Teesside Power plant Europe’s larger combined-cycle gasturbine plant

28/02/2008 Materials made available by Gaz de France at a presentation of its 2007 annual results in Paris, France

27/02/2008 Press release – Gaz de France : 2007 annual results

26/02/2008 English translation of an interview published in French in La Tribune on February 25, 2008

12/12/2007 Amendment to Gaz de France’s rule 425(a) filing of the press release dated October 15, 2007, as filed withthe SEC on October 16, 2007

16/10/2007 Joint press release – GDF Suez : operational and financial objectives, corporate governance of the new groupand timetable

13/09/2007 Translated transcript from the joint press conference held by Gaz de France and Suez on September 3, 2007,entitled “GDF Suez : the creation of a worldwide energy leader”

05/09/2007 Presentation made available on the website of Gaz de France in connection with a joint press conferenceheld in Paris - GDF Suez : the creation of a worldwide energy leader

04/09/2007 Press release – Merger project between Gaz de France and Suez - GDF Suez : the creation of a worldwideenergy leader

24/01/2007 Press release – Board of directors held on January 23, 2007

Les informations ci-dessus sont disponibles sur le site Internet de la Securities and Exchange Commission (SEC)(www.sec.gov).

(3) Communiqué publié conjointement avec Camfin


F ANNEXE

Déclarations des opérations effectuées par les dirigeants

18/09/2007 Déclaration des transactions effectuées sur les titres Gaz de France par S. Brimont

Les informations ci-dessus sont disponibles sur le site Internet de l'Autorité des marchés financiers(www.amf-france.org).

Déclarations des opérations sur actions propres

07/04/2008 Déclaration des achats et cessions par Gaz de France de ses propres actions















Les informations ci-dessus sont disponibles sur le site Internet de l'Autorité des marchés financiers(www.amf-france.org).


Documents

Gaz de France DR 2007